Parametrização dinâmica da filosofia de proteção na distribuição

• Grande número de alimentadores de média tensão com elevadas extensões em áreas rurais;
• Áreas rurais em regiões altamente montanhosas, com grande impacto de ventos;
• Elevado índice ceráunico;
• Influência de vegetação nativa e eucaliptos.

A visão da área de concessão da EMG e a característica de seu sistema elétrico, formado em grande parte por redes rurais, podem ser visualizadas na Figura 1 a seguir, em que se demonstra, na primeira imagem, o traçado das redes de média tensão e, na segunda imagem, apenas o mapeamento das áreas urbanizadas (caracterizado pelas áreas manchadas no mapa).

Figura 1 – O traçado das redes de média tensão à esquerda e o mapeamento das áreas urbanizadas (caracterizado pelas áreas manchadas no mapa) à direita.

Pode-se verificar na Tabela 1 a seguir que, praticamente, 91% do quilômetro de rede da EMG e 87% da quantidade de transformadores estão na região rural.

Tabela 1 – Extensão da rede de média tensão
 

Analisando o número de atendimento emergenciais da EMG, verifica-se que uma parcela considerável destas ocorrências está relacionada a atendimentos em áreas rurais e elas apresentam impacto significativo nos indicadores de continuidade (DEC e FEC) da empresa, conforme apresentado na Tabela 2.

Tabela 2 – Ocorrências da EMG

Vale ressaltar também que, além do impacto nos indicadores de continuidade, este número de ocorrências em áreas rurais também representa uma elevação no custo operacional por se tratar de atendimentos em áreas mais longínquas. Além da distância, tem-se que, no caso da área de concessão da EMG, ainda estão fortemente presentes as especificidades próprias do meio, como a dificuldade de acesso devido ao relevo altamente acidentado e estradas vicinais nem sempre em bom estado de conservação.

Em virtude dos pontos anteriormente destacados, pode-se facilmente perceber que medidas com o objetivo de reduzir o número de ocorrências emergenciais nas áreas rurais são extremamente desejáveis na busca de melhores resultados operacionais.

Um último ponto a ser
considerado com relação às redes rurais é que, em virtude de sua maior exposição a fatores externos, como descargas atmosféricas, ventos, árvores, pássaros etc., grande parte das ocorrências verificadas nestas regiões é originada por faltas de origem temporária/transitória.

Estas faltas, normalmente, geram interrupções de longa duração devido à queima de elos fusíveis que são os tipos de proteção mais comumente utilizados nestas redes com proteção de ramais e subtroncos, sendo necessário o deslocamento de equipes para o restabelecer o fornecimento.

Desta forma, esta característica de defeitos de origem temporária/transitória presente nas redes rurais é um aspecto que deve ser considerado na avaliação da filosofia de proteção da rede de distribuição. A seguir, tem-se uma breve descrição destas filosofias, que pode ser caracterizada por um sistema seletivo, coordenado ou combinado.

Sistema seletivo: tem com uma de suas características a de provocar a interrupção a um menor número de clientes, sendo afetados somente aqueles que estão ligados à jusante do trecho em que está instalado o equipamento de proteção mais próximo. Contudo, neste caso existe um maior número de ocorrências de longa duração no sistema provocada por queima de elos fusíveis, gerando maior necessidade de equipes para a operação do sistema.

Sistema coordenado: nesse caso existe um maior número de clientes afetados por interrupção de curta duração, visto que não apenas os clientes a jusante do ponto com defeito são afetados. Destaca-se, assim, a redução do número de ocorrências com interrupções de longa duração.

Sistema combinado: consiste em aplicar a filosofia do sistema seletivo e a do sistema coordenado no mesmo circuito de distribuição.

Considerando os aspectos anteriormente apontados, o trabalho realizado pela EMG buscou formas de permitir o uso dinâmico das combinações de filosofia de proteção, visando manter o sistema seletivo e garantindo o atendimento contínuo ao maior número de clientes em situações climáticas favoráveis para torná-lo um sistema coordenado e combinado durante situações ambientais adversas, quando o sistema elétrico é submetido a um maior número de falta de origem temporária/transitória. Em resumo, considerou-se que é possível reduzir o número de interrupções de longa duração com a ativação de curva rápida nos religadores, evitando-se, em primeiro instante, a queima de elos fusíveis acima de 6 k.

Este sistema foi estudado durante o ano de 2013 e foi aplicado durante os meses de outubro, novembro e dezembro, nos quais se disponibilizou, para o Centro de Operação da EMG, formas de realizar a alternância entre as filosofias de proteção por meio de comandos remotos, considerando as informações advindas dos sistemas de monitoramento climáticos e outras informações obtidas pela operação por contatos com suas equipes de campo.

Desta forma, a EMG conseguiu combinar de forma satisfatória os principais pontos positivos de cada uma das filosofias e obtendo resultados de melhoria nos indicadores de continuidade e redução do número de ocorrência, entre outros.

Os principais passos realizados no desenvolvimento deste trabalho e a demonstração dos resultados obtidos estão detalhados a seguir na sequência deste trabalho.

Desenvolvimento

A primeira etapa do projeto foi a realização dos estudos de proteção de cada disjuntor, religador e seccionalizador instalados no sistema de distribuição da Energisa Minas Gerais, localizados nas subestações e ao longo da rede de distribuição. Os estudos levaram em consideração a quantidade de equipamentos e os elos fusíveis que deveriam ser protegidos por cada equipamento religador em determinada condição climática, tendo em vista as características dos clientes de cada alimentador.

Os estudos apontaram o que melhor poderia ser ajustado em cada religador, quando ele estivesse operando com tempo bom, ou em situação climática adversa, tais como chuvas, ventos e raios.

A partir da realização destes estudos, deu-se sequência no trabalho por meio de ações de campo das equipes responsáveis pela parametrização dos ajustes de proteção nos equipamentos.

Nesta etapa, foi adicionado em cada equipamento um novo grupo de ajuste, grupo este que foi parametrizado com filosofia coordenada ou combinada, dependendo da condição de operação do alimentador.

Em seguida, para que esta funcionalidade pudesse ser ativada de forma remota pelo Sistema de Supervisão e Aquisição de Dados – SCADA, foram implementados comandos específicos que foram disponibilizados

na tela de cada religador para permitir a alteração dos grupos de ajustes pelo Centro de Operação da EMG.

A Figura 2 ilustra a tela de comandos dos religadores no sistema SCADA, com destaque para os comandos que permitem a alternância entre os grupos de ajustes disponibilizados.

Figura 2 – Tela de comandos dos religadores no sistema SCADA.

Os grupos de ajustes disponíveis para o centro de operação realizar as alterações foram padronizados da seguinte forma:

O primeiro grupo habilita no religador uma forma de operação padronizada para este equipamento em situações climáticas consideradas normais. Essa operação pode ser seletiva, coordenada ou combinada, pois acontece de acordo com a melhor forma concebida para a particularidade da rede e clientes protegidos por este estudada pela área de proteção para este equipamento. A maior parte dos religadores utiliza como primeiro grupo o sistema seletivo.

O segundo grupo de ajuste habilita no religador uma forma de operação padronizada para este equipamento em situações que a rede protegida por este equipamento se encontra manobrada de forma que possa mudar as características de carga do alimentador. Este grupo de ajuste é, portanto, mais comumente utilizado nas situações em que é necessário realizar transferências de cargas entre os alimentadores.

Por fim, o terceiro grupo de todo equipamento habilita os ajustes utilizados de forma diferenciada para operação ótima em condição de tempo adversa, promovendo sensibilização e abertura do equipamento antes da ruptura do fusível de 6 K instalado eletricamente à jusante deste equipamento. Tais ajustes consistem em habilitar uma operação rápida para neutro, inferior à curva de atuação do elo de 6 K, com o primeiro tempo morto parametrizado em 10 s, permitindo a normalização de faltas transitórias na primeira tentativa de religamento.

A Figura 3 apresenta coordenogramas típicos para o primeiro e terceiro grupo de ajuste.

Figura 3 – Coordenogramas típicos para o primeiro e terceiro grupo de ajuste.

Os ajustes parametrizados no terceiro grupo de cada religador fazem com que sejam habilitadas filosofias de proteção combinadas ou coordenadas.

O uso específico, conforme já relatado, apenas em dias que apresentam condições climáticas desfavoráveis. Para monitoramento destas condições, a EMG possui um contrato de serviço com o instituto de monitoramento climático – a Simepar – que envia alertas sobre a previsão de chuvas e tempestades em áreas de concessão, sinalizando para a operação em tempo real os locais geográficos em que estão acontecendo descargas atmosféricas através do sistema Sisraio ilustrado na Figura 4.

Figura 4 – Sistema Sisraio. 

Adicionalmente às informações recebidas do sistema de monitoramento, os operadores do Centro de Operação têm como procedimento o estabelecimento de contatos com as equipes de campo para confirmação dos alertas recebidos.

Uma vez confirmadas as previsões meteorológicas, o Centro de Operação passa a habilitar, de acordo com o sistema SCADA, o terceiro grupo de ajuste para os equipamentos instalados na região.

A partir do momento que foi habilitado o terceiro grupo de ajuste, os operadores passam a acompanhar com atenção a situação do clima na região, pois, ao se verificar término das chuvas e raios, é necessário novamente habilitar em cada equipamento o primeiro grupo de ajuste, voltando todo o sistema a operar de forma normal.

A Figura 5 apresenta a imagem do Centro de Operação da EMG com os sistemas informatizados de controle e painéis de monitoramento utilizados na definição e parametrização das proteções e operação do sistema elétrico de forma geral.

Figura 5 – Centro de Operação da Energisa Minas Gerais.

Dessa forma, a filosofia do sistema de proteção da Energisa Minas Gerais é dinâmica e otimiza a melhor forma de operação que pode ser conservadora como a seletiva ou coordenada e combinada, tentando aproveitar o melhor de cada utilização.

Após a implantação de todos os procedimentos descritos anteriormente, a EMG realizou o levantamento de dados para analisar o desempenho do sistema elétrico, de modo a avaliar se os resultados esperados foram obtidos durante o per&

iacute;odo em que a operação passou a adotar a parametrização dinâmica das filosofias de proteção.

Para esta análise foram levantados dados referentes ao número de ocorrências no sistema elétrico, resultados dos indicadores de continuidade (DEC e FEC), quantidade de reclamações de clientes relacionadas a interrupções no fornecimento, quantidade de solicitações de ressarcimento de danos elétricos e quantidade de ocorrências em dia crítico.

Para uma análise comparativa dos resultados, utilizou-se o período de outubro a dezembro de 2013 (período em que foi operacionalizado o procedimento na EMG) em comparação com o mesmo período do ano anterior.

A Tabela 3 apresenta os resultados verificados no período. Além dos valores totais, também estão apresentadas as parcelas referentes apenas às ocorrências de desarmes em alimentadores e ocorrências de queima de elo fusível.

Tabela 3 – Resultado
 

Analisando os resultados apresentados na tabela anterior, verifica-se que o comportamento das ocorrências aconteceu conforme o esperado, havendo um aumento significativo das ocorrências relacionadas às proteções de alimentador, provocado pelo maior número de atuação dos religadores. Em contrapartida, verifica-se a redução de 14% no número de ocorrências de queima de elo fusível e uma redução total de 5% no número de ocorrências no período.

Também podem ser verificados os resultados significativos nos indicadores de continuidade com reduções de 33% e 42%, respectivamente, dos valores de DEC e FEC no período. Também são observadas reduções importantes nas análises segregadas das ocorrências relacionadas a desarmes de alimentador e chaves fusíveis.

Cabe lembrar que a melhoria nos indicadores de continuidade também está relacionada com os investimentos realizados em obras estruturantes e maior disponibilidade das equipes para atuações em ocorrências de defeitos permanentes devido à redução do número total de eventos no sistema.

Além dos efeitos positivos esperados e que puderam ser comprovados pelos dados anteriormente relatados, faz-se necessário também analisar os possíveis efeitos indesejados da adoção do terceiro grupo de ajuste, como o aumento das reclamações de clientes e aumento das solicitações de ressarcimento de danos elétricos.

Com relação ao item “quantidade de reclamações”, cabe ressaltar que se tratam das vezes em que o cliente efetivamente formalizou uma reclamação à empresa, nos moldes estabelecidos na Seção VIII da Resolução Aneel 414/2010 – Tratamento de Reclamações, não se devendo confundir este número com as solicitações de atendimento devido à falta de energia em unidade consumidora. O monitoramento desta variável é importante para avaliar a percepção do cliente quanto à qualidade de energia e possíveis impactos na satisfação do cliente.

Os dados apresentados na Tabela 4 demonstram que houve uma redução de 56% no número de reclamações referentes à interrupção no fornecimento e que o número de solicitações de ressarcimento de danos elétricos se manteve praticamente dentro do mesmo patamar. Desta forma, os possíveis efeitos indesejáveis não se mostraram relevantes, principalmente, quando comparados aos ganhos verificados.

Tabela 4 – Reclamações e processos
 

Uma última análise realizada foi a quantidade de ocorrências expurgada por enquadramento como dia crítico. Esta análise foi realizada pois uma possível redução do número de ocorrências, principalmente durante os períodos de condições meteorológicas adversas, poderia levar à não caracterização de dias críticos nos conjuntos, com possibilidade inclusive de um efeito contrário com elevação de indicadores de continuidade por este motivo.

A Tabela 5 apresenta o total de ocorrências expurgados por dia crítico no período de comparação.

Tabela 5 – Ocorrências por dia crítico

Os valores verificados na Tabela 5 demonstram que, conforme esperado, realmente ocorreu um menor enquadramento de ocorrências em dia crítico com uma redução de 56% no período. No entanto, tendo em vista o desempenho dos indicadores de continuidade observados, pode-se dizer que esta redução coaduna com a satisfação dos clientes e ratifica o entendimento de que os resultados deste trabalho foram positivos.

Conclusões

Durante o trabalho ficou demonstrado que cada uma das diferentes filosofias de proteção a ser adotada na rede de distribuição traz consigo vantagens e desvantagens na operação do sistema elétrico que devem ser consideradas, juntamente com a análise das características dos alimentadores e dos clientes ligados à jusante na tentativa de obter a melhor performance possível. A adoção de uma forma de parametrização dinâmica destas filosofias de proteção mostrou-se bastante interessante, pois a alternância permite combinar as vantagens e as desvantagens, buscando o alcance de uma condição ótima para cada cenário climático verificado.

Considerando-se a tendência cada vez maior de automação da rede de distribuição com equipamentos religadores que permitem a prévia programação de diversos grupos de ajustes e comunicação remota com os Centros de Operação, esta dinamicidade na parametrização da proteção fica cada vez mais facilitada.

Os resultados obtidos pela EMG mostraram-se bastante satisfatórios em termos de redução das ocorrências emergenciais e dos indicadores de continuidade que também se traduzem em menores custos operacionais para a distribuidora.