ARTIGO ORIGINAL
PASSARI, Guilherme Henrique Da Silva [1], VARGAS, Francisco Javier Triveño [2]
PASSARI, Guilherme Henrique Da Silva. VARGAS, Francisco Javier Triveño. Redes elétricas Smart Grid: Estudo de aplicação nas redes de distribuição. Revista Científica Multidisciplinar Núcleo do Conhecimento. Ano 05, Ed. 12, Vol. 05, pp. 05-25. Dezembro de 2020. ISSN: 2448-0959, Link de acesso: https://www.nucleodoconhecimento.com.br/engenharia-eletrica/redes-de-distribuicao
RESUMO
Nos dias de hoje as distribuidoras de energia elétrica têm na maior parte suas redes de distribuição convencional, com isso estão sujeitas a interrupções por defeitos. Com a regulamentação do setor de energia elétrica através de índices de controle de qualidade, vários fatores podem beneficiar ou prejudicar, como a duração equivalente de interrupção por unidade consumidora (DEC) e a frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora (FEC), são fatores que influenciam diretamente nos indicadores. Por sua vez em caso de interrupção por defeito é necessário que a concessionária resolva o problema o mais rápido possível. Com isso estão incorporando o conceito de redes Smart-Grid (redes inteligentes). Neste artigo será apresentado o conceito de rede Smart grid, visando mostrar sua capacidade de detectar, isolar e se recompor automaticamente após a ocorrência de uma falta de energia elétrica. Assim expondo o tempo de restabelecimento do setor atingido, custos para concessionária e para o cliente.
Palavras-chave: Rede Smart grid, recomposição, interrupções.
1. INTRODUÇÃO
Para regulamentar o Sistema elétrico Brasileiro foram criados órgãos reguladores, como a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), em dezembro de 1996 (ANEEL, 2019). A ANEEL é responsável pela concessão, permissão e pela autorização de instalações e serviços de energia elétrica,
O sistema de distribuição de energia elétrica era orientado pela forma de resoluções, que apenas indicava as diretrizes para as concessionárias. Com a criação dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) no final de 2008, as concessionárias passaram a responder por uma série de indicadores que mostram a qualidade do serviço prestado, tais como DEC (Duração Equivalente de Continuidade), FEC (Frequência Equivalente de Continuidade), DIC (Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora), FIC (Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora), entre outros.
As condições observadas para avaliar a qualidade de serviço de distribuição de energia elétrica estão ligadas diretamente a continuidade do serviço e tempo de restabelecimento. Para a concessionária qualquer interrupção na distribuição de energia elétrica gera uma despesa significativa. Além disso, há os custos envolvidos com as equipes de manutenção, para percorrer o trecho defeituoso e sanar o problema. Também, os custos relativos às manobras de fechamento e abertura de chaves não telecomandadas, que tem o objetivo de minimizar o número de clientes atingidos com o defeito da rede de distribuição. Dentro deste mercado competitivo e regulamentado, a automação de rede de distribuição surge como um recurso para reduzir os custos operacionais e diminuir o tempo de descontinuidade de fornecimento de energia elétrica.
Com a vinda de equipamentos automáticos e telecomandados de rede de distribuição, facilitou e modificou a configuração de modo remoto, com isso um defeito que era resolvido em 60 minutos, com estes equipamentos que realizam manobra e seccionamento remotamente, o defeito muitas vezes pode ser resolvido em segundos, com isso as concessionárias melhoram seus indicadores.
Com o objetivo de sempre diminuir este tempo por interrupção, criam novas tecnologias, e com isso as redes inteligentes Smart Grid vem com muita força para este mercado tão competitivo.
A introdução de rede Smart Grid, significa que a eletricidade flui de maneira mais confiável usando processos automáticos de autoconfiguração, tais processos de reconexão de energia são simplificados através de religadores inteligentes, na aplicação destes sistemas são encontradas diversas linhas de desenvolvimento.
2. DESENVOLVIMENTO
2.1 SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
As condições gerais de fornecimento de energia elétrica são definidas pela ANEEL através da Resolução Normativa nº 414/2010 (ANEEL, 2010). Esta resolução define que a tarifa deve ser a mesma entre consumidores que se enquadrem na mesma categoria. Ou seja, consumidores da mesma classe de consumo, subgrupo de tensão, modalidade tarifária e modalidade de faturamento não podem ter tarifas diferentes entre si. Também de acordo com esta regulamentação, os investimentos em melhoria na qualidade do atendimento podem ser repassados à tarifa. Entretanto, esse repasse é limitado apenas aos investimentos necessários para atingir as metas de qualidade estabelecidas nas Revisões Tarifárias Periódicas, denominadas por “investimentos prudentes”. Para o Regulador, os investimentos para melhoria nos indicadores de qualidade da energia acima das metas não podem ser repassados à tarifa.
O Setor Elétrico Brasileiro (SEB) atende a mais de 80 milhões de unidades consumidoras, através de 98 concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica (ANEEL, 2017). Por ser um serviço essencial e cada vez mais fundamental na sociedade brasileira, é importante a continuidade permanente. O sistema de distribuição de energia elétrica era orientado pela forma de resoluções, que apenas indicava as diretrizes para as concessionárias. Com a criação dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) no final de 2008, as concessionárias passaram a responder por uma série de indicadores que mostra a qualidade do serviço prestado.
2.2 INDICADORES DE CONTINUIDADE
No Brasil, os principais indicadores coletivos para determinação da qualidade do serviço de fornecimento de energia elétrica são:
- DEC: Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora;
- FEC: Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora;
Estes indicadores medem, respectivamente, o tempo e a frequência média de interrupção de um grupo de consumidores em um dado período de tempo. Em geral, critérios são utilizados para excluir dos cálculos certos tipos de interrupções, tais como:
- Interrupção causada por motivo de força maior, como desastres naturais;
- Duração da interrupção menor do que três minutos.
Os indicadores DEC e FEC são de caráter coletivo, relacionando-se a toda uma região elétrica. Há, também, indicadores específicos para o consumidor individual, que devem ter um patamar mínimo atingido pela distribuidora, sob pena de ressarcimento ao consumidor atingido por insuficiência de qualidade. Os principais indicadores individuais, análogos ao DEC e ao FEC, são:
- DIC: Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou ponto de conexão;
- FIC: Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por ponto de conexão.
- DMIC: Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por ponto de conexão;
- DICRI: Duração da Interrupção Individual em Dia Crítico por Unidade Consumidora ou ponto de conexão.
Os limites dos parâmetros de qualidade no qual as distribuidoras devem operar são definidos pelo Regulador nas Revisões Tarifárias Periódicas.
Em 2019, os consumidores ficaram 6,72 horas em média sem energia elétrica (DEC), o que representa um aumento de 8,18% em relação a 2018, no qual registrou-se 6,17 horas em média. A frequência (FEC) das interrupções teve um aumento de 4,03 interrupções em 2018 para 4,38 interrupções em média por consumidor em 2019, o que significa um aumento de 8 % (ANEEL, 2019).
3. SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Segundo Moura (2010), o sistema de distribuição de energia elétrica é interligado da seguinte maneira:
- Sistema de sub transmissão – é responsável pela interligação entre as subestações de transmissão de 230, 500, 750 kV e as subestações de distribuição, cuja tensão usualmente adotada é 69 kV ou 138 kV.
- Subestação (SE) – Ponto de interligação, utilizada para modificar os níveis de tensão, controlar níveis de tensão e carregamento, seccionar linhas de sub transmissão e distribuir a energia através dos circuitos alimentadores utilizando equipamentos de proteção e controle.
- Alimentadores de distribuição primários (MT) – conduzem a energia até os consumidores atendidos em média tensão e também aos transformadores de distribuição.
- Transformadores de distribuição – transformadores que são responsáveis por abaixar o nível de tensão média para um nível de consumo em baixa tensão.
- Alimentadores de distribuição secundária (BT) – Levam energia até consumidores atendidos em BT pelos transformadores de distribuição.
Os circuitos alimentadores de distribuição são aqueles que estão em consonância com a topografia das cidades, ramificando-se através de ramais alimentadores pelas ruas e avenidas conectado fisicamente o sistema de distribuição aos consumidores da energia elétrica.
Figura 1- configuração do setor elétrico
3.1 REDE DE DISTRIBUIÇÃO CONVENCIONAL
As redes de distribuição convencionais apresentam um menor grau de confiabilidade, visto que seus condutores são nus, sem nenhuma proteção contra toques aos condutores. Assim, caso os condutores toquem uma árvore por exemplo, o nível da corrente de curto-circuito é elevado, fazendo com que a proteção opere. Ademais, acidentes podem acontecer sobre este tipo de rede, uma vez que no caso de fase-fase, o contato ocasionará um choque com uma diferença de potencial de 13,8 kV, ao passo que se for curto-circuito monofásico a diferença de potencial será de 7,97 kV, sendo este o mais comum (BRITO, 2007). As redes de distribuição convencional são compostas por poste de concreto circular ou duplo “T”, madeira e fibra de vidro em local de difícil acesso; Cruzetas em concreto, madeira, fibra de vidro e polimérica; Isoladores; Braços de iluminação pública; Condutores em alumínio e cobre nus; Chaves corta circuito; bancos de capacitor; Transformador (RIBEIRO, 2008). Este sistema de distribuição foi criado há cerca de 60 anos e apresenta uma saturação tecnológica, ou seja, o uso excessivo e prolongado desta tecnologia a partir de uma acomodação que se formou enquanto os interesses em utilizar uma nova alternativa eram sempre menores. É o tipo de rede de distribuição com o menor custo agregado à sua implantação, sendo até 2017 a mais usada em construção de rede de distribuição. Por não possuírem proteção ou isolamento algum, este tipo de distribuição é o que mais está suscetível à ocorrência de defeitos. Sendo estes predominantemente causados por galhos de árvores, linha de pipa ou cordas derivadas de brincadeiras infantis entre outros objetos que venham a entrar em contato com os condutores da rede. Com o objetivo de evitar a descontinuidade do circuito por árvores próximos a rede, a manutenção das mesmas, são feitas a cada dois anos.
4. SMART GRID
Smart grids, ou “redes inteligentes”, são sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica, compostos por recursos da Tecnologia da Informação (TI) e um elevado grau de automatização, de modo a ampliar substancialmente a eficiência operacional. Graças ao avanço tecnológico, as Smart Grid são capazes de atender várias demandas desta sociedade, tratando tanto das necessidades energéticas, quanto do desenvolvimento sustentável. Elas oferecem eficiência e controle do fluxo de energia, nos quais atribuem um conjunto variado e abrangente de benefícios para os consumidores e para as concessionárias de energia, bem como para o próprio sistema elétrico como um todo. Neste sentido, o “coração” deste sistema corresponde aos medidores eletrônicos inteligentes que apresentam uma série de funcionalidades inovadoras, tais como o envio de eventos e alarmes e, ainda, a possibilidade de medição remota. Contudo, esses benefícios aos consumidores vão além. Futuramente, as Smart grid possibilitaram aos clientes das concessionárias de energia, um acompanhamento mais rigoroso do consumo, obtendo, na maioria das vezes, as informações de modo instantâneo. Assim, a espera pela chegada da conta de energia ao término do mês para tomada de providências com relação a mesma, não será mais necessária. A Smart grid também permitirá a programação remota voltada aos acionamentos e desligamentos de aparelhos eletrodomésticos, possibilitando um aproveitamento do consumo de energia nas residências. Deste modo, para as concessionárias de energia, as redes inteligentes também trarão vantagens quanto aos sistemas elétricos convencionais, visto que a identificação será instantânea e precisa quanto as quedas do fornecimento da rede, possibilitando assim, a realização automática de manobras necessárias, a fim de viabilizar um pronto reestabelecimento do fornecimento. Neste sentido, outro benefício atribuído as concessionárias será a possibilidade do estabelecimento de um controle mais apurado quanto as fraudes comerciais ou as perdas operacionais de energia, que podem ser identificadas através das mudanças no comportamento do consumo.
4.1 REDE DE DISTRIBUIÇÃO SMART GRID
O termo Smart Grid é composto de três subáreas que interagem entre si. Deste modo, a primeira está relacionada à parte superior do medidor de energia elétrica, sendo aquela que abrange o sistema de geração, de transmissão e de distribuição, responsável pela otimização e pela automatização das ações de proteção e operação do sistema, disponibilizando também informações sobre o desempenho do sistema para a concessionária e para os consumidores.
O sistema que a abrange a geração são compostas por gerações distribuídas, como a geração hidrelétrica, geração eólica e solar. O sistema de transmissão, são as interligações entre os circuitos de gerações, e o da distribuição que abrange a maior parte dos equipamentos telecomandados, como os religadores automáticos, religador automático monofásico TRIPSAVER ll, chave com seccionalizador eletrônico digital, banco de capacitor automático e regulador de tensão automático.
A segunda subárea é o próprio medidor de energia. A Smart Grid trabalha, em sua maioria, com medidores inteligentes de energia, nos quais são responsáveis pela interface da rede com o consumidor. Enquanto a terceira subárea corresponde a algo não é exatamente composto por uma “rede inteligente”, mas sim “consumidores inteligentes”, indústrias e casas inteligentes equipadas com máquinas e eletrodomésticos inteligentes, assim como sistemas integrados de cogeração que podem ser, por exemplo, de fonte eólica, solares ou biomassa, entre outras fontes no caso das indústrias. Estes sistemas se utilizam das informações disponíveis da rede e são programados para ligar ou desligar conforme estes parâmetros, sendo capaz de reduzir o consumo ou, ainda, injetar carga na rede elétrica, de modo a agir segundo o desempenho da rede e dos estímulos tarifários que são provenientes da mesma.
4.2 DESAFIOS DA IMPLEMENTAÇÃO DAS REDES SMART GRID
Um dos maiores desafios sobre a implantação das Redes Inteligentes está associado ao custo da implantação do sistema em larga escala, em conjunto a instalação dos sistemas de sensoriamento, as telecomunicações e o processamento, sendo estes os três pilares que compõem a base do Smart Grid (BOCCUZZI, 2011). Neste sentido, verifica-se que somente o custo inicial com a substituição dos medidores corresponderia aproximadamente R$ 25 bilhões, uma vez que cada medidor inteligente custa em torno de R$ 315. O alto custo desta implantação deve-se às características técnicas especiais conferidas aos medidores e a sua baixa escala de produção. A manutenção da integridade do fluxo de dados no Smart Grid é outro desafio. A segurança das informações transitadas entre os consumidores e a concessionária de energia é pressuposto para que esta tecnologia não seja viável no âmbito econômico, pois os medidores inteligentes são alvos atrativos à hackers maliciosos, uma vez que quando um erro de segurança é encontrado no sistema, os mesmos podem transformá-lo em dinheiro. Ademais, a especificação das informações de consumo de energia, armazenadas nos servidores das concessionárias de energia, revelam os hábitos e os comportamentos dos usuários. Assim, em alguns casos, isto poderia gerar insegurança por parte dos mesmos sobre a sua privacidade, visto que o envio dos dados à distribuidora indica a presença de pessoas em sua unidade consumidora. Por fim, na primeira instância, o sistema de múltiplos postos tarifários poderá ser desvantajoso para algumas unidades consumidoras como, a título de exemplo, uma residencial consumidora com um ou mais usuários que trabalharam durante o dia, apresentando assim, um perfil de consumo entre às 18 e 21 horas (horário de pico). Neste caso, as alternativas como a micro geração podem contornar este problema. Esses e outros desafios serão estudados de forma criteriosa em projetos-pilotos realizados no Brasil, a fim de que os resultados avaliados sejam utilizados como referência.
4.3 AUTOMAÇÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
A automação do sistema elétrico é formada pela integração entre os dispositivos de controle, medição, sensoriamento através de sistemas de comunicação e de computação que são responsáveis pelo controle e supervisão de um sistema de distribuição e transmissão de energia. Os sistemas SCADA (Supervisory Control and Data Aquisition) são os responsáveis pela supervisão e controle, cujo objetivo é o aperfeiçoamento da operação do sistema elétrico visando à redução de custos operativos (JARDINI, 1996). No sistema de distribuição, o qual possui equipamentos geograficamente distantes, o SCADA é responsável pela integração dos principais componentes, como a estação mestre, Unidades Terminais Remotas (UTR), Sistema de Comunicação (SC) e a Interface Homem-Máquina (IHM). Um sistema SCADA típico de arquitetura aberta é composto de forma modular, sendo que os módulos são interligados através de uma rede de dados redundante, conforme a Figura 2.
Figura 2 – arquitetura típica de um sistema SCADA
No sistema de distribuição, o qual possui equipamentos geograficamente distantes, o SCADA é responsável pela integração dos principais componentes, como a estação mestre, Unidades Terminais Remotas (UTR), Sistema de Comunicação (SC) e a Interface Homem-Máquina (IHM). Um sistema SCADA típico de arquitetura aberta é composto de forma modular, sendo que os módulos são interligados através de uma rede de dados redundante, conforme a Figura 2.
O desenvolvimento da automação do sistema de distribuição a capacidade de comunicação entre as subestações e os equipamentos de proteção e controle instalados é fundamental, isto é, a disponibilidade e transferência dos dados e a operação dos equipamentos em tempo real é fator determinante no nível de automação desejado. A comunicação deve ter um nível de confiabilidade alto, visando que as informações tenham, de maneira confiável e rápida, condições necessárias para a operação do sistema elétrico. Com a junção das funções inerentes aos equipamentos locais a tomada de decisão, pode-se criar ferramentas de operação automática do sistema de distribuição. (NORTHCOTE GREEN, 2007).
5. SIMULAÇÃO DE COMPARAÇÃO ECONÔMICA E EFICIÊNCIA DA REDE CONVENCIONAL E SMART GRID
Esta simulação irá mostrar o que acontece em caso de falta de energia na rede de distribuição convencional e depois como esta falta de energia é administrada pela tecnologia Smart grid e o que rede Smart grid pode fazer para gerar uma economia substancial para os consumidores de eletricidade, a economia para os usuários de eletricidade é parte importante do modelo de negócios que apoiam a criação de redes inteligentes. Na figura 3 temos o que é chamado de diagrama unifilar de um sistema de distribuição convencional. As linhas representam os alimentadores que passam pelas principais vias, normalmente possuem três cabos e grandes chaves seccionadoras ou chaves fusíveis, estas chaves não medem corrente ou tensão, nem fazem qualquer tipo de processamento nem se comunicam com nada, se deseja operá-las, você precisa ir até elas para realizar abertura ou fechamento manual.
Na figura 3, algumas dessas chaves estão fechadas representadas no diagrama na cor vermelha, enquanto outras estão abertas e exibidas em verde, este sistema inclui 5 alimentadores representados nas cores: Azul (AL-1), Roxa (AL-2), Amarela (AL-3), Marrom (AL-4) e Rosa (AL-5).
Figura 3- circuito alimentador em seu estado normal.
5.1 SIMULAÇÃO EM REDE DE DISTRIBUIÇÃO CONVENCIONAL
Alguns alimentadores parecem ser bem curtos, eles foram projetados para que tudo caiba no trabalho, as linhas curtas estão ali para mostrar que podemos obter energia dos alimentadores as quais estão conectadas, é claro que em um sistema real esses alimentadores serão muito mais longos. Neste diagrama o único alimentador representado por inteiro é o amarelo, que sai do alimentador “AL-3”, este alimentador abastece dois mil consumidores.
Supomos que a proporção de consumidores é atípica combinação de 10% comercial/industrial e 90% residencial, observe que os clientes estão divididos igualmente como de costume, com cerca de 400 consumidores entre cada uma das chaves. Agora o alimentador AL-3 terá um curto-circuito, no local indicado na figura 4, e veremos como a rede convencional lida com o curto-circuito.
Enquanto ocorre a falta iremos acompanhar o tempo gasto em minuto, o número de consumidores sem energia naquele dado tempo e o total de minutos sem serviço. Também será acompanhado o índice chamado DEC, o índice é igual ao número diminuto de interrupção dividido pelo número de consumidores que é de dois mil no alimentador. Também será acompanhado o custo para o consumidor. Estes custos foram retirados de um estudo feito pelo laboratório nacional Lawrence Berkeley. Eles basearam os custos em alguns índices que são inseridos em uma calculadora de custos estimados em interrupções chamada ICE Calculator. Para este exemplo usamos dos índices principais, um deles é o DEC, para o qual usamos 140 minutos e o outro é o FEC, que mede a frequência de interrupções , pelo qual passa o consumidor em um ano, no qual colocamos 1,29.
Quando o incidente acontece o disjuntor do AL-3 se abre para interromper o curto-circuito e depois fecha novamente esperando que o curto-circuito tenha sido temporário, mas neste caso não foi, então o disjuntor se abre novamente. Quando acontece isso as pessoas começam a ligar para a concessionária e dizem o que está acontecendo, o que ajuda muito. Com essas ligações dos clientes a central da concessionária consegue descobrir onde é a área atingida, e também identifica as chaves que podem estar sem energia, logo enviam uma equipe de campo. Assim que chegam, eles precisam vasculhar a linha para ver se não há mais defeitos, logo reporta para central passando todas as informações do ocorrido com mais detalhe, assim a central começa a fazer as manobras na rede para que possa isolar o defeito e deixar o mínimo de clientes desligados, neste caso onde eles vão isolar o defeito, é a parte fácil sendo que é só abrir as chaves( CH-10,CH-11,CH-12 E CH-13), a parte difícil é descobrir onde tem capacidade nos alimentadores de sobra para mandar energia para os consumidores que foram atingidos pela falta.
Figura 4- circuito alimentador com defeito entre a chave CH-12, CH-13, CH-11 e CH-10.
Depois de analisar e calcular a potência a ser transferida para os alimentadores, a central vê que os alimentadores AL-2, AL-4 e AL-5, tem a capacidade e sua linha pode levar energia, então a chave CH-9 pode ser fechada, colocando 800 consumidores de volta ao sistema, logo a chave CH-14, fechada também, coloca mais 400 consumidores no sistema e pôr fim a chave CH-21 fechada, coloca mais 400 consumidores no sistema e assim termina a manobra colocando 1600 consumidores no sistema e 400 consumidores isolados devido ao defeito.
Figura 5- circuito alimentador com manobra nas chaves CH-14, CH-9 e CH-21.
5.2 TEMPO E CUSTO NA REDE CONVENCIONAL
Este tempo e custo foi retirado de uma calculadora de custos estimados em interrupções chamada ICE calculator. Para restabelecer os 1600 consumidores e isolar o defeito, foram gastos cerca de 110 minutos, isso utilizando tempo de operação muito otimista. Note como é significante o tempo de interrupção, o DEC para este exemplo é de 90 minutos e o custo para os consumidores é de mais de R$275 mil.
5.3 SIMULAÇÃO APLICANDO A REDE SMART GRID NO SETOR DE DISTRIBUIÇÃO
Para examinar essa situação vamos utilizar a mesma configuração de sistema e um problema exatamente no mesmo lugar da rede convencional, a diferença é que usaremos chaves inteligentes, estas chaves são capazes de medir tensão e corrente, também possuem capacidade de processamento de dados assim como antenas e rádio, então estas chaves inteligentes se comunicam 24 horas sabendo tudo uma da outra por exemplo, a carga que está disponível caso aconteça uma falta e possa ser manobrada.
Figura 6- circuito alimentador com rede smart grid em seu estado normal.
Conforme avançamos olhe atentamente para as chaves circuladas, após o alimentador desligar as chaves (RA-10; RA-11; RA-12; RA-13), ao redor do problema, se comunicam uma com a outra e em questão de segundos determinam que o problema está entre elas, e já comunicam as chaves (RA-14; RA-9; RA-2) que precisam se manobrar para restabelecer a energia para os clientes que não fazem parte da área do circuito que não está isolado.
Figura 7- circuito alimentador com efeito entre os religadores RA-12, RA-11, RA-13 e RA-10.
Assim todas as quatro chaves se abrem para isolar o defeito e as chaves (RA-14, RA-9 E RA-2), já estão se comunicando informando o quanto aguenta de carga, para realizar o fechando mandando energia para os circuitos não atingidos.
Figura 8- circuito alimentador com as RA’s (RA-21, RA-9 e RA-14) manobrada.
6. CONCLUSÃO
Com relação ao fornecimento de energia elétrica o sistema de distribuição de energia é essencial para a sociedade como um todo, atendendo a objetivos industriais, comerciais e residenciais. Em relação ao fornecimento de energia as reguladoras (ANEEL) pressionam as concessionárias na busca de soluções para evitar falta na continuidade de energia elétrica.
A característica do sistema de distribuição que é composta por um sistema aéreo convencional que por inúmeros casos possa a vir a ser interrompida. É necessário investimentos e tecnologia para minimizar e agilizar quando a um problema na rede de distribuição (Defeito). O sistema de diagnóstico de faltas é utilizado para localizar, detectar os distúrbios que ocorrem na rede. Dependendo do nível de automação da rede, com equipamentos de proteção distribuídos é possível que o sistema de proteção já isole a falta automaticamente no menor trecho possível, restando identificar os equipamentos que não podem ser manobrados e restabelecer o restante do alimentador. Já em situações em que não há quantia considerável de equipamentos inteligentes distribuídos é necessário o desenvolvimento de um sistema de diagnóstico que utiliza as informações de corrente e tensão diretamente do equipamento instalado na subestação.
Sabe-se que a solução com automação é claramente melhor, pois com tomada de decisões centralizadas sem dependência de ação manual, os equipamentos analisam e se auto reconfiguram tornando a recomposição muito mais eficiente.
Nesta simulação deu para observar como é preciso sempre estar investindo em tecnologia em benefício da sociedade, pois com uma rede de distribuição confiável, a concessionária vai ser bem vista pelos consumidores e pelo órgão regulamentador (ANEEL).
REFERÊNCIAS
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[1] Graduação em Engenharia Elétrica.
[2] Orientador. Doutorado em Engenharia Elétrica. Mestrado em Engenharia Elétrica. Graduação em Engenharia Elétrica.
Enviado: Novembro, 2020.
Aprovado: Dezembro, 2020.
