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Diagrama de Blocos de Fiabilidade (RBD) aplicado ao conceito deSmart Grid: Uma introdução
Nelson Filipe Amaral Lázaro
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia Eletrotécnica e de Computadores
Orientadores: Prof. Paulo José da Costa BrancoProf. João Filipe Pereira Fernandes
Júri
Presidente: Prof. Rui Manuel Gameiro de CastroOrientador: Prof. Paulo José da Costa Branco
Vogal: Prof. Pedro Manuel Santos de Carvalho
Novembro 2018
ii
Declaracao
Declaro que o presente documento e um trabalho original da minha autoria e que cumpre todos os requisitos
do Codigo de Conduta e Boas Praticas da Universidade de Lisboa
iii
iv
Para aquelas pessoas que fizeram de mim o que sou hoje, o meu Pai e a minha Mae.
v
vi
Agradecimentos
Ao Professor Paulo Branco, orientador desta tese, por me ter dado a oportunidade de ingressar nesta tese e para
alem disso, agradeco tambem toda a sua disponibilidade, espırito crıtico e o seu bom humor que tanto me motivou
para a concretizacao deste trabalho.
Ao Professor Joao Fernandes, tambem orientador desta tese, pelo apoio prestado ao longo deste trabalho, que
sem as suas intensas crıticas construtivas nao seria o mesmo.
Ao futuro Doutor Andres Rodrıguez por toda a sua paciencia, aconselhamentos constantes e apoio imensuravel
que teve durante todo este perıodo de desenvolvimento deste trabalho.
Aos meus pais, que tanto apoio me deram a todos os nıveis ao longo da realizacao desta dissertacao e que
sempre permaneceram ao meu lado a transmitir-me forca.
A minha namorada, por todo o apoio, carinho e forca que me transmitiu ao longo de todo o processo de
realizacao da tese.
Aos meus avos, por todo o apoio e compreensao pelas minhas ausencias prolongadas.
Aos meus amigos, que sempre me apoiaram e souberam compreender as minhas inumeras recusas de convites
sociais ao longo deste trabalho.
Aos meus colegas de laboratorio de maquinas eletricas por todo o apoio prestado, seja a nıvel academico ou
social.
vii
viii
Resumo
A rede eletrica atual tem pela frente grandes desafios de forma a modernizar-se tais como a integracao da
energia proveniente das renovaveis, o controlo e monitorizacao em tempo-real das suas infraestruturas, bem como
o impedimento de invasoes dos sistemas cyber da rede. Este ultimo ponto merece ser alvo de estudos com especial
destaque devido as implicacoes dos danos que pode infringir na rede e seus clientes. Com este trabalho pretende-se
modelar uma Smart Grid e analisar a sua fiabilidade atraves da metodologia Diagrama de Blocos de Fiabilidade
(Reliability Block Diagram - RBD).
O desenvolvimento deste trabalho visa nao so analisar os efeitos dos ciberataques mas tambem de como os
modos de falha mais crıticos dos componentes afetam a fiabilidade da SG. Por forma a elaborar este estudo,
primeiramente estudou-se a fiabilidade de uma rede eletrica de distribuicao tradicional, bem como a dos seus
equipamentos constituintes. A partir desta, modelou-se um sistema de comunicacoes que permite uma maior
interoperabilidade entre os diversos equipamentos e verificou-se tambem os danos causados nesta por parte dos
ciberataques.
Todos os cenarios de simulacao foram desenvolvidos utilizando o software Reliability Workbench da Isograph.
Palavras-chave: Diagrama de Blocos de Fiabilidade, Smart Grid, fiabilidade, taxa de falha, ciberata-
que.
ix
x
Abstract
The current electrical grid faces major challenges such as the integration of renewable energy, real-time control
and monitoring of its infrastructures, as well as the prevention of cyber network intrusions. This last point should
be studied with deeper attention because of the implications of the damages that can cause on the grid and its
clients. the present work aims to create a model of a future Smart Grid and simulates its reliability through the
Reliability Block Diagram (RBD) methodology.
The development of this work attempt not only to analyze the effects of cyberattacks but also how the most
critical failure modes of the components affect the reliability of the SG. In order to elaborate this work, we first
studied the reliability of a traditional electrical distribution grid and its equipment. Afte that a communications
system was modeled over the traditional grid that allows a better interoperability between the different equipments.
It also enables to study the impacts of cybertacks in the grid.
All simulations were developed using the software Reliability Workbench from Isograph.
Keywords: Reliability Block Diagram, Smart Grid, reliability, failure rate, cyberattack.
xi
xii
Conteudo
Agradecimentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . vii
Resumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ix
Abstract . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xi
Lista de Tabelas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xv
Lista de Figuras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xvii
Lista de Abreviaturas e Sımbolos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xix
Nomenclature . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xxi
Glossario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
1 Introducao 1
1.1 Motivacao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
1.2 Objetivos da dissertacao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
1.3 Estrutura da dissertacao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
2 Introducao ao conceito de Smart Grid e avaliacao da sua fiabilidade 5
2.1 Smart Grid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2.1.1 Aplicacoes do conceito Smart Grid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2.2 Fiabilidade, Disponibilidade, Manutibilidade e Seguranca - RAMS . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
2.2.1 Princıpios da fiabilidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
2.2.2 Diagramas de Blocos de Fiabilidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2.2.3 Minimal Cut Set e Path Sets . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.2.4 Medidas de Importancia de componentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3 Analise da fiabilidade numa rede de distribuicao de energia tradicional 21
3.1 Modelo da rede de distribuicao eletrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
3.1.1 Rede de distribuicao eletrica entre as duas principais subestacoes . . . . . . . . . . . . . . 23
3.1.2 Rede de distribuicao eletrica entre a subestacao principal de 33 kV e o ponto de carga SJ . 24
3.1.3 Rede de distribuicao eletrica entre a subestacao principal de 33 kV e o ponto de carga HD 24
3.1.4 Rede de distribuicao eletrica entre as subestacoes de 33 kV e a de 11 kV . . . . . . . . . . 25
3.1.5 Rede de distribuicao eletrica entre as subestacoes de 11 kV e o ponto de carga HD . . . . 25
3.2 Analise da fiabilidade da rede Birka Nat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
3.2.1 Fiabilidade total da rede com os tres pontos de carga ligados em simultaneo . . . . . . . . 26
xiii
3.2.2 Fiabilidade da rede com o ponto de carga HD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
3.2.3 Fiabilidade da rede com o ponto de carga SJ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
3.2.4 Fiabilidade da rede com o ponto de carga LH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
3.2.5 Diminuicao da fiabilidade da rede para as tres cargas face a rede completa . . . . . . . . . 39
4 Sistema de comunicacoes na rede eletrica 41
4.1 Necessidade da comunicacao na rede eletrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
4.2 Equipamentos da rede cyber . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
4.3 Arquitetura da rede cyber . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
4.4 Analise da fiabilidade da rede Birka quando afetada por ciberataques . . . . . . . . . . . . . . . . 46
4.4.1 Analise da fiabilidade da rede com um ciberataque no centro de controlo . . . . . . . . . 48
4.4.2 Analise da fiabilidade quando o ciberataque ocorre nos SMs . . . . . . . . . . . . . . . . 51
5 Conclusoes e trabalho futuro 57
5.1 Conclusoes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
5.2 Trabalho futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
Bibliografia 61
A Modos de falha crıticos dos componentes A.65
xiv
Lista de Tabelas
3.1 Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede completa com os 3 pontos de carga. . . . . . . 26
3.2 Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede com as tres cargas ligadas para as medidas de
importancia dos componentes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
3.3 Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede completa com os 3 pontos de carga quando
existe uma falha em B1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
3.4 Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede com o ponto de carga HD unicamente. . . . . . 30
3.5 Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede com a carga HD unicamente para as Medidas
de Importancia dos componentes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
3.6 Resultados da simulacao da fiabilidade quando se altera a taxa de falha dos transformadores C6 e
C12 em 10%. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
3.7 Resultados da simulacao da fiabilidade quando se reduz o tempo de reparacao dos transformadores
C6 e C12 em 10%. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
3.8 Resultados da simulacao da fiabilidade quando se reduz o tempo de reparacao dos transformadores
C6 e C12 em 10% bem como a sua taxa de falha na mesma proporcao. . . . . . . . . . . . . . . . 33
3.9 Resultados da simulacao da fiabilidade quando se altera a taxa de falha dos transformadores C3 e
C9 em 10%. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
3.10 Resultados da simulacao da fiabilidade quando se reduz o tempo de reparacao dos transformadores
C3 e C9 em 10%. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
3.11 Resultados da simulacao da fiabilidade quando se reduz o tempo de reparacao dos transformadores
C3 e C9 em 10% bem como a sua taxa de falha na mesma proporcao. . . . . . . . . . . . . . . . 34
3.12 Resultados da simulacao da fiabilidade quando se reduz o tempo de reparacao dos quatro transfor-
madores em 10% bem como a sua taxa de falha na mesma proporcao . . . . . . . . . . . . . . . . 35
3.13 Resumo das simulacoes da fiabilidade para a rede com o ponto de carga HD. . . . . . . . . . . . . 35
3.14 Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede com o ponto de carga SJ ligado. . . . . . . . . 36
3.15 Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede com o ponto de carga LH11 ligado. . . . . . . 37
4.1 Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque ocorrido no ponto de carga HD que provoca
a abertura de C43 e para o funcionamento normal da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
4.2 Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque ocorrido no ponto de carga LH em que
provoca a abertura do CB c23 e do funcionamento normal da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
xv
4.3 Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque ocorrido no ponto de carga LH em que
provoca a abertura do CB c28 e para o normal funcionamento da rede. . . . . . . . . . . . . . . . 49
4.4 Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede completa num ataque que provoca a abertura c8
e para o normal funcionamento da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
4.5 Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque que afeta a rede completa e para um funci-
onamento normal da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
4.6 Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque no ponto de carga LH que afeta 30% dos
SMs que provoca a abertura de c15, c19 e c23 e tambem para o normal funcionamento da rede. . . 51
4.7 Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque no ponto de carga LH que afeta 30% dos
SMs e afeta toda a rede e para o normal funcionamento da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
4.8 Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque no ponto de carga HD que afeta 50% dos
SMs e provoca a abertura de c37, c40 e c43 e tambem para o normal funcionamento da rede. . . . 52
4.9 Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque no ponto de carga HD que afeta 50% dos
SMs que afeta toda a rede e tambem para o normal funcionamento da rede. . . . . . . . . . . . . 53
4.10 Resumo das simulacoes realizadas para os diversos ciberataques ocorridos na rede. . . . . . . . . 55
A.1 Modos de falha crıticos do Disjuntor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A.65
A.2 Modos de falha crıticos do Transformador. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A.65
A.3 Modos de falha crıticos dos Cabos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A.66
xvi
Lista de Figuras
2.1 Panorama geral da Smart Grid. Adaptado de [3]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2.2 Representacao das funcoes de probabilidade PDF e CDF. Adaptado de [13]. . . . . . . . . . . . . 9
2.3 Representacao da probabilidade de falha a partir do momento T . Adaptado de [13]. . . . . . . . . 10
2.4 Representacao da evolucao de R(t) e F(t) ao longo do tempo. Adaptado de [14]. . . . . . . . . . . 10
2.5 Representacao das funcoes F (t), F (t+ ∆t) e F (t+ ∆t)− F (t). Adaptado de [14]. . . . . . . . 11
2.6 Curva da banheira. Adaptado de [15]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.7 Tipo de ligacoes utilizadas em RBD: em serie a esquerda e em paralelo a direita. . . . . . . . . . 17
3.1 Rede de distribuicao Birka Nat. Adaptado de [22] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
3.2 Ligacao entre subestacoes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
3.3 Ligacao entre a subestacao principal de 33 kV e o ponto de carga SJ. . . . . . . . . . . . . . . . 24
3.4 Ligacao entre a subestacao principal de 33 kV e o ponto de carga HD. . . . . . . . . . . . . . . . 24
3.5 Rede de distribuicao eletrica entre as subestacoes de 33 kV e a de 11 kV. . . . . . . . . . . . . . 25
3.6 Rede de distribuicao eletrica entre a subestacoes de 11 kV e o ponto de carga LH. . . . . . . . . . 25
3.7 Diminuicao dos parametros da fiabilidade face a uma falha na ligacao B1. . . . . . . . . . . . . . 28
3.8 Evolucao da fiabilidade ao longo do tempo da rede completa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
3.9 Comparacao da fiabilidade para a rede completa perante uma situacao em que haja intervencoes de
manutencao e outra em que estas sao negligenciadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
3.10 Evolucao da fiabilidade ao longo do tempo da rede com o ponto de carga HD ligado. . . . . . . . 36
3.11 Evolucao da fiabilidade ao longo do tempo da rede com o ponto de carga SJ ligado. . . . . . . . . 37
3.12 Evolucao da fiabilidade ao longo do tempo da rede com o ponto de carga LH ligado. . . . . . . . 39
3.13 Diminuicao da fiabilidade para os 3 pontos de carga face a rede completa. . . . . . . . . . . . . . 40
4.1 Landis+Gyr E470 Single Phase Smart Meter 100A Direct Connected. Adaptado de [26]. . . . . . 42
4.2 Reason MU320 - Merging Unit. Adaptado de [28]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
4.3 Multilin C30 - IED de protecao. Adaptado de [29]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
4.4 Ligacao simplificada do sistema de comunicacao a uma subestacao. Adaptado de [31]. . . . . . . 44
4.5 Exemplo de uma ligacao cyber em anel-estrela com tres subestacoes distintas. Adaptado de [31]. 45
4.6 Metodologia RBD aplicada ao sistema cyber em cascata em cima e anel-estrela em baixo. . . . . 46
4.7 Pontos de acesso mais suscetıveis a ocorrencia de ciberataques. Adaptado de [31]. . . . . . . . . 47
4.8 Metodologia RBD na presenca de um ciberataque que atua no CB c43. . . . . . . . . . . . . . . . 48
xvii
4.9 Pontos de entrada na rede completa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
4.10 Pontos de acesso na rede com o ponto de carga HD ligado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
xviii
Lista de Abreviaturas e Sımbolos
Abreviaturas
CB = Circuit Breaker
CDF = Funcao de Distribuicao Acumulada
CPS = Cyber-Physical System
DRM = Demand Response Management
E = Valor Esperado
Eq. = Equacao
EMU = Energy Management Unit
ESW = Ethernet Switch
FMEA = Failure Mode and Effect Analysis
FTA = Fault Tree Analysis
FTP = File Transfer Protocol
FV = Fussell-Vesely
GE = General Electric
HMI = Human Machine Interface
IEC = International Electrotechnical Commission
IED = Intelligent Electronic Device
IEEE = Institute of Electrical and Electronic Engineers
IP = Internet Protocol
KTH = Royal Institute of Technology
LAN = Local Area Network
MU = Merging Unit
MTTC = Mean Time To Compromise
MTTF = Tempo medio para ocorrer a falha
MTTR = Tempo medio entre reparacoes
PDF = Funcao de Distribuicao de Probabilidade
RAMS = Reliability Availability Maintainability Security
RAW = Risk Achievement Worth
RRW = Risk Reduction Worth
xix
RBD = Reliability Block Diagram
SAIDI = System Average Interruption Duration Index
SAIFI = System Average Interruption Frequency Index
SCADA = Supervisory Control and Data Acquisitation
Sec. = Seccao
SG = Smart Grid
SM = Smart Meter
Tab. = Tabela
TI = Transformador de corrente
TIC = Tecnologias de Informacao e Comunicacao
TLC = Thermostatically Controlled Load
TT = Transformador de tensao
Símbolos Romanos
A = Evento A
B = Evento B
d = Diferencial
F = Ausencia de Fiabilidade
f = Funcao Densidade Probabilidade
I = Medida de Importancia
n = Numero de eventos no cut set
P = Probabilidade, Potencia
Q = Risco do sistema
q = Indisponibilidade de um componente
R = Fiabilidade
T = Tempo em que a falha ocorre
t = Tempo
t′ = Instante de tempo
Símbolos Gregos
∆ = Variacao
λ = Taxa de falha
µ = Taxa de reparacao
xx
Índices Inferiores
0 = Referente ao primeiro elemento do sistema
1 = Referente ao segundo elemento do sistema
a = Referente ao valor atual
ave = Referente a media
cli = Referente a numero de clientes
cut = Referente a cut set
el = Referente a eletronico
n = Referente ao n elemento do sistema
tot = Referente a totalidade dos clientes ou eventos
sys = Referente ao sistema
Índices Superiores
FV = Fussell-Vesely
xxi
xxii
Capıtulo 1
Introducao
Neste primeiro capıtulo efetua-se uma breve introducao ao trabalho desenvolvido nesta dissertacao. Inicial-
mente realiza-se o enquadramento da mesma no ambito do conceito de Smart Grid (Rede Inteligente de Energia
Eletrica) e do estudo da sua fiabilidade face a rede de distribuicao eletrica atual. Em seguida apresenta-se a
motivacao a realizacao desta dissertacao e os principais objetivos da mesma. Por ultimo, e definida a sua estrutura.
1
1.1 Motivacao
O consumo de energia a nıvel global tem vindo a aumentar e nao se preve a alteracao desta situacao. Como
principal consequencia, a quantidade de energia exigida pelos consumidores tem vindo a suscitar dificuldades na
rede eletrica quer a nıvel da geracao como tambem ao da transmissao e distribuicao.
A maior importancia dada a protecao do ambiente, nomeadamente atraves da preocupacao com a diminuicao
dos gases de efeito de estufa e do consumo de combustıveis fosseis, tem acelerado tambem a sobrecarga da rede
devido a entrada de sistemas de producao fotovoltaica e de geracao eolica. Para alem disso, o aumento de veıculos
eletricos expectavel ao longo dos proximos anos sera tambem um elemento preponderante para o aumento da carga
na rede o que ira consequentemente contribuir para o aumento do risco de falhas. A geracao distribuıda proveniente
das energias renovaveis nao pode ainda ser considerada como um auxiliar em caso de problemas na rede, podendo
mesmo contribuir com um efeito contrario.
Atualmente, as empresas de transporte e distribuicao de energia eletrica estao cada vez mais pressionadas a for-
necerem um servico de maior qualidade, com o mınimo de interrupcoes possıveis quer devido as regulamentacoes
do mercado quer a competitividade num mercado nao-monopolista. As redes de transporte e de distribuicao sao
por si so um sistema complexo. A entrada de novos elementos na rede e a consequente interligacao em cloud entre
eles agrava ainda mais esta situacao. Assim sendo, torna-se vital a avaliacao dos efeitos desses novos componentes
na fiabilidade do sistema eletrico. Por outro lado, torna-se ainda imperativo a reducao de custos operacionais e
melhorar a fiabilidade do equipamento neste mercado.
Devido a estas novas particularidades exigidas a rede eletrica e necessario continuar a investigar e procurar
aperfeicoar, quer a nıvel tecnologico quer a nıvel de manutencao, para que esta esteja preparada para enfrentar as
exigencias do futuro, sendo este o principal motivo da escolha deste tema para a dissertacao.
1.2 Objetivos da dissertacao
Com a presente dissertacao pretende-se modelar uma uma rede com estrutura caracterıstica equivalente a uma
Smart Grid e consecutivamente, avaliar a fiabilidade da mesma. Devido a complexidade desta rede, optou-se por
fazer uma analise mais criteriosa do que se faz normalmente. Para analisar e aferir os benefıcios e limitacoes da
rede, teve-se em conta os modos de falha mais crıticos de cada componente e a respetiva taxa de falha, ao inves
de se atribuir uma taxa de falha apenas ao componente em si. Por outro lado, a operacao de uma SG (Smart Grid)
requer tambem a analise da fiabilidade da rede cyber, que pode ser alvo de ciberataques atraves dos seus diferentes
equipamentos. Assim, outro objetivo desta dissertacao passa por avaliar as interdependencias da rede de potencia
e da rede cyber na SG.
A analise utilizando o metodo Reliability Block Diagram (RBD) e os modos de falha mais crıticos permitem
identificar quais sao as falhas mais sistematicas em cada aparelho e que afetam com maior gravidade o sistema
onde estao inseridos. Assim, as polıticas de manutencao, podem ser mais focadas nelas de modo nao apenas a
limitar os custos da operacao, mas tambem assegurar a fiabilidade.
Ao efetuar a modelacao da rede com o software da Isograph, Reliability Workbench [1], foi possıvel avaliar
varios parametros relativos a fiabilidade dos componentes, e mesmo da rede. Outro objetivo neste estudo e verificar
2
as implicacoes e afetacoes que a rede de comunicacao tem na rede de potencia bem como fazer o levantamento dos
locais mais problematicos face a possıveis ciberataques.
1.3 Estrutura da dissertacao
O presente trabalho encontra-se divido em cinco capıtulos.
No Capıtulo 1 apresenta-se o enquadramento e a motivacao para o desenvolvimento deste trabalho, realcando
os objetivos que se pretendem atingir.
No Capıtulo 2 apresenta-se as diferencas da Smart Grid face as redes de energia tradicionais e aborda-se
tambem alguns conceitos de fiabilidade, para se poder avaliar em capıtulos posteriores.
No Capıtulo 3 elucida-se sobre a rede de distribuicao eletrica utilizada nesta dissertacao e efetuam-se alguns
testes de modo a aferir a fiabilidade da rede e de alguns dos seus componentes mais crıticos.
No Capıtulo 4 e apresentado o sistema de comunicacoes utilizado como suporte a rede de potencia eletrica e
estuda-se o impacto de ciberataques na rede eletrica.
No Capıtulo 5 sao apresentadas as ponderacoes finais acerca deste trabalho, bem como algumas ideias para
trabalhos futuros.
3
4
Capıtulo 2
Introducao ao conceito de Smart Grid e
avaliacao da sua fiabilidade
Neste capıtulo realiza-se uma definicao dos diferentes conceitos abordados no presente trabalho de modo a
permitir a contextualizacao por parte do leitor. Comeca-se por uma apresentacao relativa a Smart Grid (SG),
salientando as principais caracterısticas diferenciadoras face a rede tradicional. De forma a permitir comparar a
utilizacao e eficiencia desta rede, torna-se necessario esclarecer tambem alguns conceitos de fiabilidade utilizados
posteriormente.
5
2.1 Smart Grid
A industria energetica debate-se atualmente com diferentes desafios que poem em causa a rede eletrica tal como
a conhecemos hoje. Esta nao tem conseguido acompanhar as exigencias dos utilizadores tais como: a diversificacao
de fontes de energia, otimizacao dos recursos disponıveis, mudancas rapidas e drasticas na quantidade de energia
exigida pelos consumidores, assim como a necessidade de reducao da pegada ecologica por parte desta industria.
O conceito de SG surgiu de forma a responder a estas novas exigencias, que atraves da recolha e analise
de dados do sistema, controla de uma forma mais eficiente a energia desde a geracao ate a distribuicao e ao
consumidor final. Devido a esta situacao, esta rede e muito mais complexa que a existente na atualidade, resultante
da necessidade de um maior numero de equipamentos para controlo e monitorizacao.
De forma a se conseguir providenciar energia desde a geracao ate ao consumidor de forma segura, fiavel e
eficiente, ao mesmo tempo que se querem manter os custos baixos, e necessario uma escolha criteriosa no que
concerne a equipamentos de comunicacao, protocolos e mesmo quanto a propria gestao desta rede. O sistema
de aquisicao de dados da rede de potencia e o controlo da mesma pode ser divido em quatro grupos funcionais
distintos [2]. O primeiro, o sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisitation) e responsavel pelo
controlo e monitorizacao de tudo o que esta a ocorrer na rede. Um outro grupo constituıdo por sensores inseridos
na rede e responsavel por obter todas as informacoes e dados requeridos por este. O terceiro grupo e responsavel
pela transmissao destes dados entre o sistema SCADA e os sensores atraves de infraestruturas de comunicacao
compostas por equipamentos associados a protocolos de comunicacao especıficos que possibilitam esta acao. Por
fim, o ultimo grupo e responsavel por garantir a seguranca tanto da rede como de qualquer utilizador, de forma a
evitar a invasao alheia da mesma. Na Fig. 2.1 e apresentado o panorama geral de uma SG.
Figura 2.1: Panorama geral da Smart Grid. Adaptado de [3].
6
Qualquer SG tem de ter a capacidade de monitorizar, analisar os dados e minimizar as falhas e consequencias
das mesmas ao maximo, ao mesmo tempo que permite o envolvimento de todos os consumidores finais na rede,
por exemplo, ao permitir aceder aos consumos energeticos do seu lar, em qualquer lado. Esta tem tambem como
objetivo responder as exigencias energeticas do cliente com o maior ındice de fiabilidade possıvel e integrar a
energia proveniente das renovaveis na propria rede. Outra das suas caracterısticas e procurar rentabilizar os ativos
da mesma atraves de melhores polıticas de manutencao preventiva e periodica. Por ultimo, pretende-se com a SG
proteger tanto a rede como os seus utilizadores de ciberataques.
2.1.1 Aplicacoes do conceito Smart Grid
A SG apresenta inumeras vantagens relativamente a rede energetica atual e indubitavelmente a sua contribuicao
relevar-se-a fundamental na resolucao dos problemas atuais.
Atualmente, utiliza-se a tecnologia SCADA de forma a efetuar a monitorizacao e controlo da rede para as
estacoes e subestacoes. Esta tem limitacoes no controlo sobre o cliente e geracao distribuıda e nao permite um
controlo instantaneo da rede [3]. Por sua vez, a SG e responsavel por gerir de forma mais eficiente a energia total
do sistema atraves da gestao da demanda dos consumidores. Tem a particularidade de permitir uma melhor gestao
de resposta a procura (DRM) ao utilizar dados atualizados sobre a producao e consumo de energia, em alternativa
a utilizacao de estimativas que sao realizadas hoje em dia. As tecnologias de informacao e comunicacao (TIC)
revelam-se entao como uma area crucial para o bom funcionamento desta rede. Estas permitem fazer uma leitura
remotamente e em tempo real do que esta a acontecer na rede, pelo que podem ajudar na detecao de falhas na
mesma. A monitorizacao permite ainda melhorar a performance e eficiencia energetica da linha de transmissao.
Com a introducao do conceito de SG pretende-se tambem permitir a utilizacao de geracao distribuıda e veıculos
eletricos como fonte de armazenamento de energia, na eventualidade de ocorrer alguma perturbacao na rede [4].
Outro exemplo no qual este conceito podera introduzir significativas vantagens diz respeito a protecao fısica da
rede relativamente a preocupacao em tentar minimizar o efeito das descargas atmosfericas atraves de estrategias
de controlo para se conseguir obter continuamente um sistema dinamico balanceado.
Relativamente aos sistemas ciber-fısicos, estes estao cada vez mais presentes na nossa sociedade. Sao desen-
volvidos com o proposito de permitir a integracao entre algoritmos computacionais e equipamentos fısicos e com
isso aumentar a interatividade e operacoes distribuıdas nos sistemas onde se encontram presentes. A Smart Grid e
um desses exemplos e que, por ser um dos mais complexos da atualidade, enfrenta desafios quanto a sua seguranca,
quer a nıvel de equipamentos fısicos como tambem dos elementos cyber. Por esta razao, cada vez mais surge a
preocupacao por melhorar a fiabilidade e controlo destes equipamentos, identificar os tipos de ataques a que estes
estao suscetıveis e respetivas estrategias de defesa de forma a mitiga-los [5].
De modo a obter sistemas que garantam um nıvel mais elevado de seguranca e necessario a realizacao de testes
intensivos num ambiente representativo da estrutura da rede, na qual os componentes fısicos se encontram ligadas
aos de comunicacao. Para nao se comprometer a rede eletrica e se investigarem futuras solucoes a por em pratica
na mesma, utilizam-se as designadas testbeds [6]. Outro aspeto a ter em conta reside no facto de o numero de
Smart Meter presente na casa dos consumidores aumentar e estes aparelhos serem algo suscetıveis a ciberataques.
Para garantir a fiabilidade e estabilidade da rede e entao necessario tambem prestar atencao a sensibilidade deste
equipamento e protege-los contra esta ameaca [7].
7
2.2 Fiabilidade, Disponibilidade, Manutibilidade e Seguranca - RAMS
Para este trabalho, e imperativo definir a priori alguns conceitos que vao ser utilizados ao longo desta dissertacao
para a avaliacao da fiabilidade da rede eletrica. Segundo o IEEE, a definicao de fiabilidade consiste na ”capacidade
do sistema ou componente para realizar as funcoes que lhe sao exigidas sobre certas condicoes durante um certo
perıodo de tempo” [8] . A disponibilidade consiste na capacidade do sistema ou componente se manter em pleno
funcionamento. A manutibilidade e um conceito a ter em conta na fase de projeto e concecao do componente
de modo a simplificar e tornar a manutencao do mesmo mais economica no futuro. Ja a seguranca esta intima-
mente relacionada com o produto nao causar danos quer ao homem, quer ao ambiente, durante o seu ciclo de vida.
Estes quatro conceitos fazem parte de um tipo de analise de fiabilidade designada por Reliability, Availability,
Maintainability and Security (RAMS).
Este tipo de abordagem e bastante utilizado hoje em dia na industria ferroviaria, petrolıfera e nuclear em
virtude da sua criticidade e complexidade [9] [10] [11]. A RAMS utiliza diversas ferramentas e metodos de modo
a conseguir uma melhor integracao dos quatro fatores que a caracterizam. Ao permitir identificar e quantificar as
falhas dos equipamentos, contribui entao para que os requisitos do sistema sejam cumpridos.
O rigor desta metodologia esta sempre dependente da qualidade e do tratamento dos dados obtidos acerca
dos equipamentos e do proprio sistema onde estes estao inseridos. Uma boa analise RAMS pode desempenhar
um papel fundamental na fase de desenho ou otimizacao de um produto e possibilita uma melhor polıtica de
manutencao, tanto a nıvel de reducao de custos como do numero e gravidade das falhas, ao tornar esta acao mais
eficiente.
A analise RAMS pode dividir-se em duas categorias com metodologias distintas, uma mais qualitativa e a outra
abordagem mais quantitativa. Uma metodologia muito utilizada para a primeira designa-se por Failure Mode and
Effect Analysis (FMEA) [12]. Neste metodo e necessario definir os modos de falha de cada equipamento e avaliar
os impactos no resto do sistema onde se encontra integrado. Por fim, e necessario fazer a priorizacao dos modos
de falha tendo em conta a ocorrencia, detecao e severidade de cada um. Nos metodos qualitativos temos como
exemplo o Reliability Block Diagram (RBD), amplamente utilizado ao longo desta dissertacao de modo a se poder
aferir a fiabilidade de uma SG.
2.2.1 Princıpios da fiabilidade
As perdas de potencia em larga escala ou blackouts usualmente levam a prejuızos de milhoes para a industria,
comercio e clientes residenciais. A rede eletrica tem vindo a envelhecer e com o aparecimento de novas tecnologias,
esta vai tornar-se cada vez mais complexa, incorporando mais equipamentos. Devido a estes fatores, a fiabilidade
tem vindo ao longo dos tempos a ganhar uma maior importancia no ambito da rede eletrica. E entao crucial definir
alguns conceitos relacionados com a fiabilidade para uma melhor compreensao do trabalho desenvolvido.
Os tempos de falha de um componente (sistema) podem ser representados por uma variavel aleatoria t, e
portanto, os ditos tempos de falha podem ser ajustados a uma funcao de densidade de probabilidades (PDF),
normalmente representada por f(t). Sendo que em termos de fiabilidade e importante conhecer a probabilidade de
um sistema falhar desde que entra em operacao ate um perıodo de tempo T , define-se entao a probabilidade de o
sistema falhar deste t = 0 ate t = T como a funcao de distribuicao acumulada (CDF), F (t), que pode ser obtida
8
em termos de PDF atraves da equacao 2.1. A Fig.2.2 representa um exemplo de uma PDF e a sua respetiva CDF.
Figura 2.2: Representacao das funcoes de probabilidade PDF e CDF. Adaptado de [13].
F (t) corresponde a probabilidade de o componente ou sistema nao ter a capacidade de executar as tarefas que lhe
eram expectaveis, durante um determinado perıodo de tempo, t. Para calcular a probabilidade de o sistema falhar
para um determinado tempo, utiliza-se a expressao em termos da funcao da densidade de probabilidade (PDF), f
F (t) =
∫ T
0
f(t)dt. (2.1)
Dado F (t) ser uma probabilidade, encontra-se entao limitado a 0 ≤ F (t) ≤ 1, sendo que quanto maior for o valor
de F (T ), maior a probabilidade de falhar.
A fiabilidade de um componente (ou sistema), R(t) define-se como a probabilidade de o componente nao
falhar apos um tempo T de operacao. R(t) pode ser interpretado como o complemento da probabilidade de o
sitema falhar, tal como se verifica na equacao
R(t) = 1− F (t). (2.2)
A funcao fiabilidade e definida entao por R(t), que se encontra limitado a 0 ≤ (R(t)) ≤ 1. Quer isto entao
significar que quanto maior o valor de R(t) para um equipamento ou sistema, maior e a fiabilidade do mesmo. Ao
substituir a Eq. 2.1 na Eq. 2.2 obtem-se a fiabilidade em termos da PDF dos tempos de falha
R(t) = 1−∫ T
0
f(t)dt. (2.3)
Por fim, esta equacao simplificada reduz-se a
R(t) =
∫ ∞T
f(t)dt. (2.4)
A Fig. 2.3 expressa a probabilidade de falha antes de um tempo T , F (t) |t=T e a sua respetiva fiabilidadeR(t).
9
Figura 2.3: Representacao da probabilidade de falha a partir do momento T . Adaptado de [13].
A Fig. 2.4 apresenta uma comparacao entre a probabilidade de falha F (t) e a fiabilidade R(t) numa variacao ao
longo do tempo.
Figura 2.4: Representacao da evolucao de R(t) e F(t) ao longo do tempo. Adaptado de [14].
A probabilidade de que um componente falhe entre num perıodo de tempo correspondente a t e um perıdo de
t+ ∆t (ver Fig. 2.5), sendo que o componente ainda esta a funcionar no perıodo t (a falha acontece num instante
T > t) pode ser expressa por uma probabilidade condicionada
Probabilidade{t < T ≤ t+ ∆t | T > t}. (2.5)
Esta pode ser calculada atraves de
Probabilidade{t < T ≤ t+ ∆t}Probabilidade{T > t}
. (2.6)
A Probabilidade{t < T < t+ ∆t}, (regiao a verde na Fig. 2.5), pode ser representada por
F (t+ ∆t)− F (t) (2.7)
10
que em termos da funcao CDF F (t) obtem-se atraves
Probabilidade{T > t} = 1− F (t) = R(t) (2.8)
e portanto
Probabilidade{t ≤ T ≤ t+ ∆t | T > t} =F (t+ ∆t)− F (t)
R(t). (2.9)
Figura 2.5: Representacao das funcoes F (t), F (t+ ∆t) e F (t+ ∆t)− F (t). Adaptado de [14].
No que concerne a variacao da probabilidade de falha ao longo do tempo (Probabilidade{t≤T≤t+∆t | T > t
}) pode ser determinado atraves da divisao da propria probabilidade pelo perıodo de intervalo de tempo pretendido
(∆t). A esta variacao da probabilidade designamos por taxa de falha de um sistema [14] e pode ser calculado por
λ(t) =Probabilidade{t ≤ T ≤ (t+ ∆t) | T > t}
∆t. (2.10)
Ao substituir os termos da Eq. 2.9 na Eq. 2.10 obtemos entao
λ(t) =F (t+ ∆t)− F (t)
∆t×R(t). (2.11)
De modo a definir λ(t) como uma funcao calcula-se o seu limite para quando o perıdo de instante de tempo ∆t
tende para 0
λ(t) = lim∆t→0F (t+ ∆t)− F (t)
∆t×R(t). (2.12)
Dado que lim∆t→0F (t+∆t)−F (t)
∆t corresponde a definicao da derivada F (t), ou seja,
11
dF (t)
dt= f(t), (2.13)
entao a Eq. 2.12 pode ser reordenada e simplificada para
λ(t) =dF (t)
dt× 1
R(t)(2.14)
e por fim obtem-se
λ(t) =f(t)
R(t), (2.15)
onde λ(t) e um valor que caracteriza cada componente do sistema e geralmente sao valores representativos da
probabilidade de um componente falhar.
E tambem importante estabelecer a relacao entre a fiabilidade e a funcao da taxa de falha de um componente,
por isso atraves das Eq. 2.2 e Eq. 2.13 obtem-se a relacao entre a PDF e a fiabilidade
f(t) =d(1−R(t))
dt= −dR(t)
dt. (2.16)
Atraves das Eq. 2.14 e Eq. 2.16 obtem-se uma outra equacao para a taxa de falha
λ(t) = −dR(t)
dt× 1
R(t). (2.17)
Integrando ambos os lados da Eq. 2.17 entre 0 e t obtem-se
∫ t
0
λ(t)dt = −∫ t
0
1
R(t)× dR(t)
dtdt (2.18)
e assim obter a expressao da fiabilidade em funcao de λ(t) atraves da integracao por partes e tendo em mente que
R(0) = 1 e ln(1) = 0
∫ t
0
λ(t)dt = −ln(R(t)) ⇐⇒ R(t) = e−∫ t0λ(t)dt. (2.19)
A partir da Eq. 2.19 pode-se calcular o valor da fiabilidade para qualquer valor de λ. Por sua vez, a PDF em funcao
de λ(t), considerando a Eq. 2.15 e
f(t) = λ(t)e−∫ t0λ(t)dt. (2.20)
O comportamento de λ de determinado equipamento ao longo do tempo pode ser observado na Fig. 2.6. Pode-
se entao constatar que os equipamentos apresentam tres perıodos de funcionamento distintos durante a sua vida util.
A primeira fase, designada por mortalidade infantil, resulta de defeitos de fabrico do produto, tais como deficiente
montagem ou utilizacao de materiais de fraca qualidade. A medida que os componentes vao sendo postos a prova,
a sua taxa de falha vai diminuir ate atingir um valor praticamente constante. Nesta fase, o equipamento entra
no seu perıodo de vida util, em que as falhas no mesmo ocorrem de forma aleatoria. Apesar de ocorrerem de
forma imprevisıvel no tempo, a taxa de falha e praticamente constante nesta regiao. E enquadrada nesta fase que
12
a presente dissertacao assenta, no momento de avaliar a fiabilidade dos equipamentos. Para finalizar, conhecido
como o perıodo de desgaste, o equipamento comeca a maior desgaste e a taxa de falha aumenta abruptamente
devido a deterioracao dos constituintes do mesmo [14].
Figura 2.6: Curva da banheira. Adaptado de [15].
Dado o perıodo t ser uma variavel aleatoria e f(t) a sua PDF pode-se calcular o tempo medio ate uma falha
ocorrer atraves do calculo do valor esperado da variavel aleatoria t. Esta definicao e conhecida como tempo
medio para ocorrer uma falha (MTTF). Corresponde a um valor de tempo medio expectavel para o sistema ou
equipamento falhar. Entao
MTTF = E[t], (2.21)
onde E[t] representa o valor esperado da variavel aleatoria t. O valor esperado de uma variavel aleatoria t e
definido como o integral entre 0 e∞ da multiplicacao da variavel aleatoria pela sua PDF
E[t] =
∫ ∞0
tf(t)dt (2.22)
e portanto
MTTF =
∫ ∞0
tf(t)dt. (2.23)
Ao substituir a Eq. 2.16 na Eq. 2.23 pode ser calculado o MTTF em funcao da fiabilidade atraves de
MTTF =
∫ ∞0
t×−dR(t)
dtdt, (2.24)
que pode ainda ser simplificada
MTTF = −∫ ∞
0
t×(−dR(t)
dt
)dt. (2.25)
Fazendo agora uma integracao por partes obtem-se
13
MTTF =
∫ ∞0
R(t)dt. (2.26)
O MTTF tem associadas duas probabilidades. Traduz-se na probabilidade de o sistema funcionar para um valor
maior de tempo que o MTTF, ou seja
R(t = MTTF ) = Probabilidade{T > MTTF}. (2.27)
A outra possibilidade e a probabilidade de o sistema falhar num tempo igual ou inferior ao definido pelo MTTF,
F (t = MTTF ) = Probabilidade{T ≤MTTF}. (2.28)
Pelo indicador MTTF ser um valor medio, pode-se pensar que a possibilidade de o sistema falhar ou sobreviver
tem igual probabilidade. Esta situacao e verdadeira apenas quando se utiliza distribuicoes simetricas. No caso do
estudo da fiabilidade, como a maioria das PDFs utilizadas nao sao simetricas, esta situacao nao acontece.
Para o caso dos aparelhos eletricos e eletronicos, devido a sua alta fiabilidade, o seu modelo de tempos de falha
pode ser aproximada atraves de uma PDF exponencial, pelo que neste caso λ(t) = λ e constante [15]. A PDF
para um λ constante e definida por
f(t)el = λe(−λt), (2.29)
a sua CDF
F (t) = 1− e(−λt) (2.30)
e, por fim, a sua funcao de fiabilidade
R(t) = e(−λt). (2.31)
O MTTF para a distribuicao exponencial, obtem-se atraves da Eq. (2.26)
MTTF =
∫ ∞0
R(t)dt ⇐⇒ MTTF =
∫ ∞0
e−λtdt. (2.32)
Atraves do calculo deste integral, obtem-se uma expressao simplificada do MTTF
MTTF =
∫ ∞0
e−λtdt =e−λt
−λ
∣∣∣∞0. (2.33)
Por fim, pode-se deduzir a expressao final do MTTF para uma taxa de falha constante
MTTF =1
λ. (2.34)
Para calcular a probabilidade de o sistema falhar depois do perıodo de tempo em que t = MTTF recorre-se a
Eq. (2.27), em que
14
R(t = MTTF ) = e−λ(MTTF ) = e−1 = 36.78%, (2.35)
ou seja, a probabilidade de o sistema continuar a funcionar por um perıodo de tempo maior que o esperado pelo
MTTF e de 36.78%.
Por conseguinte, para se calcular a probabilidade de o sistema falhar entre os perıodos de tempo t = 0 e
t = MTTF utiliza-se a Eq. (2.28) que e igual a utilizar-se
F (t = MTTF ) = 1−R(t = MTTF ) = 1− 0.3678 = 63.22%, (2.36)
ou seja, a probabilidade de o sistema falhar num perıodo de tempo igual ou inferior ao MTTF e de 63.22%. Basta
ser conhecida uma destas duas probabilidades para se conseguir obter o valor da outra.
2.2.2 Diagramas de Blocos de Fiabilidade
A maioria dos sistemas sao constituıdos por subsistemas e componentes, independentemente da sua comple-
xidade. O RBD utiliza blocos de fiabilidade para representar cada um dos componentes que se ligam entre si.
A conexao deve respeitar a logica funcional e dependencias entre os elementos de modo a representar o sistema.
Nem sempre coincide com a ligacao fısica dos componentes ou sub-sistemas. Atraves desta metodologia, os com-
ponentes podem ligar-se tanto em serie como em paralelo. Na primeira forma, onde a operacao de um grupo
de componentes depende de todos os componentes ligados numa mesma sequencia, e imperativo que todos os
componentes se encontrem em funcionamento para o grupo funcionar. Este tipo de ligacao e muito utilizado em
virtude do custo mais baixo na maioria dos cenarios devido a ausencia de componentes redundantes. Para este
caso, a fiabilidade corresponde a probabilidade de todos os componentes funcionarem em simultaneo para um
dado intervalo. No caso de as falhas dos aparelhos serem independentes entre si, a fiabilidade do sistema e dada
por
Rsys(t) = R0(t)×R1(t)...×Rn(t). (2.37)
Caso os elementos a analisar tenham uma distribuicao exponencial, como os equipamentos eletricos, a probabili-
dade do sistema passa a ser definida por
Rsys(t) = e−λ0(t) × e−λ1(t) × ...× e−λn(t) = e−(λ0+λ1+...+λn)×t. (2.38)
Como a soma das taxas de falhas (λ = λ0 + λ1 + ..+ λn) e constante, entao o tempo medio para a ocorrencia de
uma falha ficara definida por
MTTFsys =1
λ. (2.39)
Por sua vez, para uma ligacao em paralelo, esta situacao ja nao se verifica pois e uma ligacao redundante e
por isso apenas uma das ligacoes em paralelo precisa de estar a funcionar para que o sistema se mantenha em
funcionamento. Neste tipo de ligacao, apenas e preciso que um dos elementos em paralelo funcione, pelo que
15
os outros sao redundantes e providenciam um aumento da fiabilidade total do sistema. Neste caso, a falta de
fiabilidade e dada por
Fsys(t) = F0(t)× F1(t)...× Fn(t). (2.40)
Caso todos os elementos do sistema em paralelo tenham uma taxa de falha constante e uma distribuicao expo-
nencial, a fiabilidade do sistema e determinada por
Fsys(t) = Fn(t) (2.41)
e
Rsys(t) = 1− F (t)sys = 1− (1− e−λ0×t)× (1− e−λ1×t)× ...× (1− e−λn×t). (2.42)
Se as taxas de falha forem iguais para todos os elementos, a Eq. (2.42) simplifica-se para
Rsys(t) = 1− (1− e−λ×t)n. (2.43)
Como se pode observar atraves da Eq. (2.43), a fiabilidade do sistema nao apresenta uma distribuicao exponencial
como a ligacao em serie. Assim, e de ressalvar que a taxa de falha de um sistema paralelo nao e constante e varia
no tempo. Tambem o valor do MTTF varia em relacao a Eq. (2.39) , embora apresente um valor constante ao longo
do tempo. Quando se tem n unidades identicas em paralelo e dado por
MTTF =1
λ+
1
2λ+ ...+
1
nλ. (2.44)
Por sua vez, a fiabilidade de um sistema em paralelo e calculada atraves de
Rsys(t) = 1− (1− e−λ×t)2 = 2e−λ×t − e−2λt. (2.45)
A cada um destes elementos pode ser atribuıda uma taxa de falha e uma taxa de reparacao (µ). Para uma analise
mais detalhada deve-se adicionar os modos de falha de cada componente dentro do bloco correspondente. Desta
forma, cada componente tem um subsistema que inclui todos os seus modos de falha com a respetiva taxa de falha.
Na Fig. 2.7, pode-se observar um exemplo que demonstra as ligacoes tıpicas utilizadas pelo RBD. Para se
perceber melhor a analise efetuada utilizando o RBD, e necessario clarificar ainda alguns conceitos importantes
utilizados por este metodo.
O tempo medio de reparacao (MTTR) corresponde ao tempo medio em que o equipamento esta a ser alvo de
reparacoes, ou no pior dos casos, de substituicao devido a falhas. Tanto numa situacao como noutra, o equipamento
esta indisponıvel para utilizacao durante este perıodo. Ao contrario das falhas que sao encaradas como aconteci-
mentos instantaneos, o mesmo nao se aplica para a reparacao e substituicao do equipamento, que sao eventos
contınuos. O metodo de calculo e em tudo semelhante ao utilizado pelo MTTF pois ao inves de se utilizar a taxa
de falha, utiliza-se a ”taxa de reparacao”. Tambem nesta situacao, a distribuicao mais usual e a exponencial.
Quando existe uma falha no sistema, este deixa de funcionar durante algum tempo enquanto e reparado ou subs-
16
Figura 2.7: Tipo de ligacoes utilizadas em RBD: em serie a esquerda e em paralelo a direita.
tituıdo o componente defeituoso. A percentagem do tempo em que o sistema nao se encontra em funcionamento
devido a esta situacao designa-se por indisponibilidade do sistema [14].
Dado que normalmente e preciso um intervalo de tempo igual ao MTTF para que o sistema falha e um intervalo
de tempo igual ao MTTR de modo a colocar o sistema em funcionamento, entao a indisponibilidade pode ser
calculada atraves de
A =MTTR
MTTF +MTTR. (2.46)
e a disponibilidade por
A =MTTF
MTTF +MTTR(2.47)
Para sistemas com uma taxa constante tanto de falha como de reparacao, e que possam ser tratados como um
unico componente, a Eq. (2.47) simplifica-se para
A =
1
λ
1
λ+
1
µ
=µ
λ+ µ(2.48)
e a Eq. (2.46) para
A =λ
λ+ µ. (2.49)
2.2.3 Minimal Cut Set e Path Sets
A analise de fiabilidade de sistemas com configuracoes unicamente em serie e paralelo e bastante simples
recorrendo apenas a aplicacao de um conjunto de equacoes. As tecnicas de analise de fiabilidade descritas nas
17
seccoes 2.2.1 e 2.2.2 encontram-se pois limitadas no seu uso a este tipo de sistemas. Estes sao raros uma vez que
na pratica o nıvel de complexidade e bastante maior, sendo ainda necessario complementar com outras tecnicas
de forma a aferir a fiabilidade dos mesmos [14]. De modo a atingir este objetivo foram desenvolvidas novas
metodologias os state enumeration methods, path reduction methods e network reduction methods [14]. Devido
ao facto de o software utilizado para a analise da fiabilidade recorrer a tecnica do Minimal Cut Set, esta vai ser
objeto de estudo nesta tese.
Na metodologia designada por Path Sets, um path corresponde a um conjunto de elementos que fazem a ligacao
entre o input e o output do sistema. Por vezes, em sistemas complexos e redundantes, existem varios caminhos em
que a situacao se verifica. O conjunto de todos os caminhos possıveis entre o input e o output do sistema designa-se
por Path Sets, pelo que se todos os componentes contidos funcionarem, tambem o sistema funciona. Com isto,
facilmente se retira que Minimal Path Set corresponde a um caminho com o numero mınimo de componentes, ou
seja, a eliminacao de um componente deste conjunto perfaz com que este deixe de ser um caminho [16]. A razao
de se utilizar estes conceitos na metodologia RBD prende-se pelo facto de se conseguir dividir a analise de um
sistema complexo em varios mais compactos.
O Minimal Cut Set encontra-se inserido na metodologia network reduction. Todas as tecnicas desta metodolo-
gia tem em comum procurar combinar os subsistemas em serie, paralelo e serie-paralelo de modo a se obter um
sistema irredutıvel como resultado final. Outro paralelismo nestas tecnicas deve-se a sua utilizacao ser aplicada
em sistemas com apenas um no de entrada e um de saıda.
A definicao de Cut Set traduz-se numa combinacao de elementos em que caso ocorra uma falha num deles,
provoca indubitavelmente uma falha no sistema. Por sua vez, Minimal Cut Set designa-se quando se retira um dos
componentes de um conjunto de elementos e este deixa de ser um Cut Set em consequencia disso. E especialmente
utilizado em RBDs muito complexos e permite tambem identificar vulnerabilidades no sistema [17]. Quanto maior
for o numero de elementos do Cut Set, menor e a vulnerabilidade do sistema. Em virtude de se obter o Minimal
Cut Set, requeriu-se a utilizacao das seguintes expressoes Booleanas:
A+A.B = A, (2.50)
A.A = A, (2.51)
A+A = A, (2.52)
A.A = 0, (2.53)
A.B = A+B (2.54)
e
A+B = A.B. (2.55)
18
Para determinar a probabilidade de ocorrencia do cut set, o software Reliability Workbench recorre a equacao
Acut =
tot∏n−1
An, (2.56)
onde An se refere a indisponibilidade do elemento n no cut set, Acut corresponde a probabilidade de ocorrencia
do cut set e tot o numero de elementos do cut set. Caso o valor da mesma seja inferior ao valor probabilıstico
especificado como limite no software, este cut set vai ser descartado. O valor de referencia utilizado nas simulacoes
e de 0.0001, sendo este o valor pre-definido pelo programa.
2.2.4 Medidas de Importancia de componentes
Com o intuito de proceder a melhorias num sistema, quer este se encontre ainda em fase de projeto ou ja
depois de implementado, devem-se efetuar analises de sensibilidade e de risco para identificar as suas fragilidades
e componentes cujo o funcionamento e preponderante para o funcionamento do proprio sistema. Segundo Chittister
and Haimes [18], a definicao de risco consiste na probabilidade e impacto de um evento adverso, por exemplo
uma falha. As medidas de importancia sao utilizadas de modo a identificar quais os componentes mais crıticos do
sistema. Estas permitem ao projetista perceber onde pode melhorar o sistema por exemplo atraves da substituicao
de componentes crıticos por outros com maior taxa de fiabilidade ou associar redundancia a estes. Por sua vez, no
que concerne a polıtica de manutencao, constitui uma forma de priorizar a inspecao e manutencao preventiva dos
componentes mais crıticos. Em ambos os casos, a ponderacao da relacao custo/benefıcio destas acoes e sempre
um fator crucial, embora esta esteja fora do ambito desta dissertacao. A relevancia funcional de determinado
componente e determinada em funcao da sua taxa de falha e de reparacao mas tambem da sua localizacao no
sistema. Antes
Uma das medidas de importancia utilizada e a de Fussell-Vesely (FV). Esta indica a contribuicao de deter-
minado componente para a indisponibilidade do sistema. O aumento da disponibilidade dos componentes que
apresentam um valor mais elevado para este ındice provoca um maior aumento da disponibilidade e fiabilidade
total do sistema [19]. Este ındice e dado por
IFVn =Qsys −Qsys(qn = 0)
Qsys, (2.57)
onde IFVn significa a importancia Fussell-Vesely para o componente n, Qsys corresponde ao risco total do sistema
em condicoes normais e por ultimo, Qsys(qn = 0) e correspondente ao risco do sistema quando se considera que
o componente n nao falhou. Este racio corresponde entao a percentagem de falhas do sistema que envolvem o
componente em analise e por isso encontra-se compreendido entre 0 e 1. O FV e um ındice mais indicado em
analises corretivas, no momento em que o sistema falha e se pretende identificar quais os componentes que tem a
maior probabilidade de serem responsaveis por esta falha. Tambem utilizado de modo a priorizar a manutencao
dos equipamentos [20].
Uma outra medida de importancia utilizada como indicador de risco e o Risk Achievement Worth (RAW)
definido por
19
IRAWn =Qsys(qn = 1)
Qsys(2.58)
onde IRAWn representa o proprio ındice de importancia, Qsys corresponde ao risco total do sistema em condicoes
normais e Qsys(qn = 1) e correspondente ao risco quando se considera que o componente n nao esta presente ou
falhou.
Este ındice reflete a importancia de manter a fiabilidade de determinado equipamento para a fiabilidade total e
representa o aumento do risco do sistema perante uma situacao em que se assume que o componente a avaliar esta
em falta ou falhou. Neste caso, quanto maior o valor deste racio, maior e a importancia de manter este nıvel de
fiabilidade no equipamento em estudo.
Por sua vez, o Risk Reduction Worth (RRW) representa a situacao oposta, em que se afere o impacto no sistema
da substituicao de um determinado componente por um outro perfeito. Define entao a maxima reducao de risco do
sistema perante um equipamento otimizado ou completamente fiavel [21]. O seu calculo e feito atraves de
IRRWn =Qsys
Qsys(qn = 0). (2.59)
onde IRRWn representa o proprio ındice do ındice de importancia, Qsys corresponde ao risco total do sistema em
condicoes normais e Qsys(qn = 0) caracteriza o risco do sistema quando o componente n se assume como sendo
perfeito.
Quer isto entao dizer que quanto maior for o seu valor, maiores serao tambem os ganhos do sistema ao aumentar
a fiabilidade do componente em teste.
20
Capıtulo 3
Analise da fiabilidade numa rede de
distribuicao de energia tradicional
Neste capıtulo apresenta-se a rede eletrica tradicional que sera usada como base para construir posteriormente
a Smart Grid. Em primeiro lugar e feita uma descricao detalhada das varias subestacoes e ligacoes eletricas. Posto
isto, sao feitas simulacoes de modo a se poder avaliar a criticidade dos componentes e das ligacoes perante a
totalidade do sistema.
21
3.1 Modelo da rede de distribuicao eletrica
Como ponto de partida para a modelacao da SG a estudar utilizou-se uma rede de distribuicao eletrica citadina,
localizada na Suecia, designada por Birka Nat [22]. Esta foi uma escolha ponderada devido as informacoes
detalhadas que foram disponibilizadas sobre a mesma, desde equipamentos constituintes, numero de clientes e
extensao das linhas de distribuicao ate falhas crıticas e taxas de fiabilidade dos seus elementos. Ja anteriormente,
esta mesma rede tinha sido alvo de estudo especialmente na universidade KTH na Suecia [23].
Na Fig. 3.1 apresenta-se o diagrama da rede Birka. Esta e constituıda por diversos equipamentos de potencia.
Contem seis barramentos, sendo o principal de 220 kV (c1), tres barramentos de 33 kV (c14, c48 e c58), um
barramento de 11 kV (c27) e por ultimo, um de 0.4 kV (c35). Para alem destes equipamentos, temos tambem
varios disjuntores, como por exemplo (c28, c50 e c53), um fusıvel (c34), cabos de ligacao (c5, c11, c16, c20, c24,
c30, c31, c38, c41, c44, c51 e c54) e transformadores (c3, c6, c9, c12, c17, c21, c25 e c33). Devido a processos de
simplificacao da rede, ao componente transformador e associado tanto o transformador de tensao (TT) como o de
corrente(TI). Estes equipamentos tem como finalidade efetuar a reducao das grandezas tensao ou corrente eletrica
em redes de transporte e distribuicao de energia eletrica, pelo que sao designados de transformadores de medidas.
Por fim, temos tambem tres cargas (SJ, LH11 e HD) que correspondem aos grandes clientes de energia desta rede.
Em termos de fiabilidade, estas podem-se designar por ”pontos de carga”. Segundo [14] a fiabilidade para cada
ponto de carga pode ser calculada atraves de Minimal Path Sets (definidos na Sec. 2.2.3).
Figura 3.1: Rede de distribuicao Birka Nat. Adaptado de [22]
Nesta rede temos uma subestacao de 220/110 kV (BA) ligada a uma outra estacao de 33/11 kV, atraves de
duas conexoes B1 e B2. De realcar, que por ser uma rede urbana, considerou-se que a implementacao dos cabos e
subterranea. Esta suposicao vai ser importante ao longo desta dissertacao na definicao dos modos de falha crıticos
e respetivas taxas de falha do equipamento. Considerou-se tambem que no caso da existencia de duas ligacoes,
22
cada uma delas consegue suportar ate 60% da demanda exigida pelas cargas (por exemplo, as linhas B1 e B2
suportam cada uma 60%, pelo que na totalidade conseguem dar resposta ate 120% da demanda). Por sua vez,
quando existem tres ligacoes como e o caso de B11, B12 e B13, cada uma consegue suportar ate 40% da demanda
exigida pelas cargas. Por fim, encontram-se os tres pontos de carga. SJ representa a linha ferroviaria da regiao com
uma tensao final de 33 kV, sendo esta um cliente puramente comercial. Para simplificacao, em ambos os casos,
assumiu-se apenas uma alimentacao final para cada um deles, com uma tensao de 33 kV para o HD (zona com
clientes comerciais, industriais e residenciais) e de 11 kV para o LH11 (zona quase restrita a consumo residencial).
Para cada ligacao do sistema, vai ser apresentada a metodologia RBD, onde cada bloco representa um com-
ponente do sistema e as ligacoes correspondem a ligacao funcional que, neste caso, coincide intimamente com
a ligacao fısica dos componentes. Todos os diagramas foram desenvolvidos com o software Isograph Reliability
Workbench [1].
3.1.1 Rede de distribuicao eletrica entre as duas principais subestacoes
A Fig. 3.2 demonstra como se processa a ligacao de uma subestacao a outra, neste caso da de 220/110 kV (BA)
para a de 33/11 kV, com a utilizacao do RBD.
Figura 3.2: Ligacao entre subestacoes.
A energia, apos o barramento de 220 kV (c1), propaga-se por dois caminhos distintos e independentes (c1, c2,
c3, c4, c5, c6 e c14) e (c1, c8, c9, c10, c11, c12 e c14). Nesta situacao, uma falha ocorrida em qualquer um dos
equipamentos de um dos caminhos afeta apenas essa ligacao. Assim sendo, o outro caminho continua a funcionar
dado tratar-se de uma ligacao em paralelo e redundante, pelo que o transporte da energia do barramento (c1) para o
barramento seguinte (c14) continua a processar-se atraves desta ligacao. Para a analise realizada nesta dissertacao
nao existe perda de fiabilidade sempre que esta situacao aconteca. Apenas se considera perda de fiabilidade quando
nao se consegue transportar energia desde a estacao de 220/110 kV ate a saıda. A diminuicao da mesma nao e tida
em conta nesta analise. Em suma, nestes dois caminhos, os unicos dois componentes que provocam a falha imediata
no transito de energia sao os barramentos por fazerem parte integrante de ambos os caminhos possıveis.
Tanto um caminho como o outro sao constituıdos por dois disjuntores (c2, c4; c8, c10), um transformador de
220/110 kV (c3; c9) e outro de 110/33 kV (c6; c12) e por fim, pelos cabos subterraneos (c5; c11). Numa ligacao
em serie, na utilizacao do RBD, a ordem da colocacao dos equipamentos nao e relevante porque a falha de apenas
um deles provoca a falha geral nessa linha. Para efetuar uma analise nesta metodologia nao e relevante entao a
ligacao dos aparelhos fisicamente, mas sim a sua disposicao funcional de modo a se proceder a uma avaliacao mais
23
correta da fiabilidade.
3.1.2 Rede de distribuicao eletrica entre a subestacao principal de 33 kV e o ponto de
carga SJ
A Fig. 3.3 representa a ligacao entre a subestacao principal de 33 kV, ate ao ponto de carga SJ (33 kV).
Figura 3.3: Ligacao entre a subestacao principal de 33 kV e o ponto de carga SJ.
Devido ao facto de nesta ligacao nao existir transformadores, o seu esquema de ligacoes torna-se mais simples.
E constituıda por dois barramentos, o inicial (c14) e o final (c56), ambos de 33 kV e um disjuntor (c57) ligado a
este ultimo elemento. Dado a existencia de dois caminhos em paralelo, com os mesmos equipamentos disjuntores
(CB - Circuit Breakers) (c50, c52; c53, c55) e cabos (c51; c54), existe redundancia nesta ligacao. Os dois Minimal
Path Sets neste caso sao (c14, c50, c51, c52, c57 e c58) e (c14, c53, c54, c55, c57 e c58). Nesta ligacao, para que
o ponto de carga final fique sem fornecimento de energia e necessario que pelo menos um elemento em cada um
destes dois caminhos nao esteja a funcionar ou exista uma falha num dos equipamentos nao redundantes (c14, c57
e c58).
3.1.3 Rede de distribuicao eletrica entre a subestacao principal de 33 kV e o ponto de
carga HD
A Fig. 3.3 demonstra a ligacao entre a subestacao principal de 33 kV e o ponto de carga HD (33 kV).
Figura 3.4: Ligacao entre a subestacao principal de 33 kV e o ponto de carga HD.
Nesta parte da rede temos tres ligacoes em paralelo muito identicas, cada uma delas com 2 CB de 33 kV
(c37, c39; c40, c42; c43, c45) separados por cabos de dimensoes semelhantes (c38; c41; c44). Estas ligacoes
24
convergem num mesmo CB de igual tensao (c47), que por sua vez se encontra conectado ao barramento final (c48)
que representa o respetivo ponto de carga HD.
3.1.4 Rede de distribuicao eletrica entre as subestacoes de 33 kV e a de 11 kV
A Fig. 3.5 representa a conexao entre duas subestacoes, a de 33 kV e a de 11 kV.
Figura 3.5: Rede de distribuicao eletrica entre as subestacoes de 33 kV e a de 11 kV.
Temos presente uma vez mais um caso onde prevalece a redundancia em que existem tres Minimum Path
Sets que apresentam equipamentos muito semelhantes, a excecao do comprimento dos cabos que diferem entre si
ligeiramente (questao de metros). Cada um deles e constituıdo por dois CB (c15, c18; c19, c22; c23, c26), o cabo
de ligacao (c16; c20; c24) e um transformador de 33/11 kV (c17; c21; c26). Estes tres caminhos uniformizam-se
depois num barramento de 11 kV que por sua vez se encontra ligado a um CB com o mesmo valor de tensao.
3.1.5 Rede de distribuicao eletrica entre as subestacoes de 11 kV e o ponto de carga HD
A Fig. 3.6 representa a conexao entre a subestacao de 11 kV e o ponto de carga LH.
Figura 3.6: Rede de distribuicao eletrica entre a subestacoes de 11 kV e o ponto de carga LH.
Nesta ligacao estamos perante dois Minimal Path Sets em que apresentam redundancia apenas nos cabos visto
existirem dois em paralelo (c30; c31). Estes, por sua vez, encontram-se conectados a um transformador (c33) de
11/0.4 kV, um fusıvel (c34) e a um barramento (c35) de 0.4 kV. Este e o cliente que exige um nıvel de tensao mais
baixo da rede.
25
3.2 Analise da fiabilidade da rede Birka Nat
Antes de incorporar os equipamentos preponderantes para que a rede em estudo deixe de ser a tıpica rede de
distribuicao e se torne numa SG, avaliou-se a sua fiabilidade de modo a compreender melhor as suas debilidades
atraves da metodologia RBD. Nesta primeira abordagem utilizaram-se as taxas de falha para cada equipamento
incluıdo em [22] aplicando a metodologia RBD visto que nesta fase e mais importante identificar os equipamentos
e linhas mais crıticos desta ligacao. As simulacoes efetuadas para a fiabilidade sao todas realizadas para um perıodo
temporal de um ano, salvo as que tem patente a evolucao da fiabilidade da rede ao longo dos anos. Os dados
referentes a taxa e respetivo modo de falha dos diversos equipamentos de potencia encontram-se no Apendice A.
3.2.1 Fiabilidade total da rede com os tres pontos de carga ligados em simultaneo
Como fase inicial, procurou-se conhecer melhor a fiabilidade da rede completa, desde o barramento (c1) ate
aos pontos de cargas (c35, c48 e c58). Esta e constituıda por um total de 37701 clientes finais que exigem uma
potencia media de 48.4 MW [22]. Para avaliar esta situacao foi necessario ligar-se os tres pontos de carga ao
mesmo output, sendo esta a situacao mais favoravel em termos de fiabilidade, isto porque para ser considerado
uma falha na rede, tem de haver uma falha simultanea nos tres pontos de carga.
Esta configuracao permite assim verificar quanto tempo e necessario para existir uma falha de energia nas tres
cargas em simultaneo, o tempo medio de reparacao de um componente do sistema que tenha falhado, a fracao
de tempo que estas tres cargas se encontram indisponıveis simultaneamente e a fiabilidade do sistema para estas
condicoes (ver Tab. 3.1). Esta simulacao foi realizada para um perıodo de um ano.
Tabela 3.1: Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede completa com os 3 pontos de carga.Parametro Valor do parametro Unidade
Indisponibilidade 1.699×10−5 —Fiabilidade 0.9799 —
MTTF 49.19 AnosMTTR 7.324 Horas
Para este caso pode-se constatar que a disponibilidade do sistema e praticamente total, a fiabilidade cerca de
98% e o tempo medio para as cargas ficaram sem energia com uma probabilidade de 36.78% ultrapassa os 49
anos. A diferenca de fiabilidade para a rede com as tres cargas interligadas e para esta com apenas uma carga,
independentemente de qualquer que seja, e bastante significativa. Esta situacao deve-se ao facto de o programa de
simulacao no primeiro caso assumir que as cargas estao ligadas entre si no output e que por isso, a redundancia e
muito maior. Para existir perda de fiabilidade neste caso era necessario todas as linhas que ligam as cargas falharem
ao mesmo tempo, uma situacao altamente improvavel.
Posto isto, para se compreender melhor o funcionamento da referida ligacao obteve-se tambem as medidas de
importancia para os principais componentes desta rede como se pode observar na Tab. 3.2. Atraves destes dados,
e possıvel aferir que os transformadores sao os equipamentos mais crıticos desta ligacao, com especial destaque
os 220/110 kV (c9) e 110/33 kV (c12) que se encontram na linha B2. Por exemplo, 38.4% das falhas do sistema
ocorrerao num dos path sets onde o equipamento c9 se encontra integrado e o risco para o sistema quando se
assume que este se encontra com problemas (RAW) e bastante elevado. De salientar que este indicador apenas e
26
mais alto em equipamentos da rede que nao possuem qualquer tipo de redundancia, pelo que sao indispensaveis
a rede. Outro fator a ter em conta sao os valores do RRW nao serem alarmantes devido a taxa de falha dos
equipamentos reduzida, pelo que um aumento da sua fiabilidade nao iria contribuir de forma significativa para a
fiabilidade do sistema.
Tabela 3.2: Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede com as tres cargas ligadas para as medidas deimportancia dos componentes.
Componente Fussell-Vesely RRW RAWTransformador 220/110 kV (C9) 0.3843 1.624 256.9Transformador 110/33 kV (C12) 0.3019 1.433 257.0Transformador 220/110 kV (C3) 0.2998 1.428 200.6
Cabo a (C5) 0.2685 1.367 200.6Transformador 110/33 kV (C6) 0.2355 1.308 200.7
Cabo b (C11) 0.0987 1.110 257.2Barramento 220 kV (C1) 0.0648 1.069 5. 887×104
Num outro ensaio, procedeu-se ao aumento da taxa de falha do elemento mais crıtico da rede (c9), em 10%.
Foi possıvel observar que apenas a perda de fiabilidade neste componente nao provoca alteracoes profundas no
sistema visto a fiabilidade total diminuir cerca de 0.07%. Por oposicao, este componente passa a ser ainda mais
crıtico para o sistema uma vez que passaram a existir mais falhas no sistema ocorridas num dos path sets em que
este se encontra integrado (FV deste componente aumentou para 0.6749 e RRW para 3.076). A afetacao nos outros
componentes da rede tambem nao tem caracter relevante.
Por fim, efetuou-se uma ultima simulacao envolvendo as tres cargas que se pautava pela ocorrencia de uma
falha em qualquer um dos componentes da linha B1 e que por sua vez impedia o funcionamento da mesma. Neste
caso, perde-se redundancia, sendo por isso atribuıda um aumento de 40% da taxa de falha aos equipamentos de B2.
Assumiu-se tambem que esta linha apenas conseguia fornecer ate 60% da demanda das cargas. A nova potencia
media fornecida as cargas e dada por
Pa = A× Pave (3.1)
e o numero de clientes que ficaram sem energia e dado por
Ncli =Pa ×NtotPave
. (3.2)
Na determinacao do numero de clientes que ficam sem energia pela Eq. (3.2) assumiu-se que todos exigiam a
mesma potencia da rede, embora esta situacao nao seja de todo realista no mundo real visto as exigencias de um
cliente industrial serem completamente distintas face as de um residencial ou comercial. Este numero de clientes
e assim puramente indicativo.
Para a potencia houve uma quebra de cerca 40%, cifrando-se nos 28.9 MW, enquanto que o numero de cli-
entes afetados e cerca de 15189 (aproximadamente 40%). No que concerne a fiabilidade e indisponibilidade, as
consequencias tambem se fizeram sentir dado que a primeira se situa agora nos 81.2% e a segunda aumentou para
0.005. Ja o indicador MTTF reduziu-se em aproximadamente 45 anos. Na Tab. 3.3 encontram-se os resultados
desta simulacao. Pode-se entao verificar, como era previsıvel, que a redundancia nas linhas B1 e B2 e crucial
para se conseguir distribuir a energia desde o barramento inicial ate aos consumidores finais durante o maximo de
27
tempo possıvel e que nestas, os transformadores desempenham um papel fundamental.
Tabela 3.3: Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede completa com os 3 pontos de carga quando existeuma falha em B1.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 0.0048×10−5 —
Fiabilidade 0.8118 —MTTF 4.791 AnosMTTR 201.2 Horas
Como se pode ver pela Fig. 3.7, a diminuicao da fiabilidade e francamente notoria nesta situacao (cerca de
18%), bem como os valores do MTTF e do MTTR.
Figura 3.7: Diminuicao dos parametros da fiabilidade face a uma falha na ligacao B1.
Em ultima instancia, determinou-se a fiabilidade da rede num perıodo de funcionamento de 50 anos. Este
cenario permite entao perceber melhor a influencia do fator tempo na fiabilidade da rede eletrica. Pela Fig. 3.8
observa-se que nesse espaco de tempo, fica reduzida a aproximadamente menos 60% face ao seu valor original.
Esta situacao permite salientar a importancia da manutencao na rede eletrica, quer esta seja preventiva ou corretiva.
Mesmo numa perspetiva de curto prazo, a manutencao acaba por ter um caracter de extrema importancia com
vista a potenciar a fiabilidade dos ativos da rede. Num horizonte de apenas 5 anos, a fiabilidade total da rede
diminui para valores abaixo dos 90% caso nao seja feita qualquer acao preventiva/corretiva nos seus equipamentos
constituintes. Faces as exigencias do mercado e aceitavel uma percentagem mınima de fiabilidade em torno dos
85% a 90%, sendo que por isso e para este caso, imperativo nao passarem mais de 5 anos sem qualquer atividade
de manutencao na rede. Quanto aos indicadores MTTF e MTTR, a evolucao temporal nao tem qualquer influencia
nos mesmos dado que para uma distribuicao exponencial depende apenas da sua taxa de falha e de reparacao como
se concluiu na Sec. 2.2.2. Tambem a disponibilidade do sistema nao e afetada por estas alteracoes nas condicoes da
simulacao visto ser dependente exclusivamente destes dois ındices anteriores como se pode observar pela Eq.2.47.
Para o valor de MTTF tem-se entao uma fiabilidade de aproximadamente 38%.
28
Figura 3.8: Evolucao da fiabilidade ao longo do tempo da rede completa.
A Fig. 3.9 evidencia a importancia de se efetuar manutencoes, sejam estas de caracter preventivo ou corretivo.
Pode-se observar que apos cada intervencao de manutencao na rede a fiabilidade da mesma aumenta significati-
vamente (linha a vermelho). Embora exista um aumento da fiabilidade esta situa-se sempre abaixo dos valores
originais por nao se estar a efetuar a substituicao total dos equipamentos por outros em estado novo. Apos as
tarefas de manutencao, a curva de fiabilidade volta a ter o mesmo comportamento que anteriormente.
29
Figura 3.9: Comparacao da fiabilidade para a rede completa perante uma situacao em que haja intervencoes demanutencao e outra em que estas sao negligenciadas.
3.2.2 Fiabilidade da rede com o ponto de carga HD
Para uma melhor compreensao do nıvel de criticidade existente para cada falha em relacao ao sistema procurou-
se tambem simular a fiabilidade de cada uma delas. Lembra-se que devido a utilizacao da metodologia RBD,
apenas pode haver um ponto de inıcio e de final. Assim o ponto final passa a ser a carga HD e as outras sao
desligadas. Para o caso em que temos apenas a carga HD, o numero total de clientes e de 23400 e a potencia media
exigidas por estes ronda os 23MW [22]. A tabela 3.4 apresenta os resultados da simulacao para o perıodo de um
ano.
Tabela 3.4: Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede com o ponto de carga HD unicamente.Parametro Valor do parametro Unidade
Indisponibilidade 2.540×10−5 —Fiabilidade 0.9696 —
MTTF 32.40 AnosMTTR 7.214 Horas
Em relacao ao caso anterior, o parametro que sofreu uma maior variacao foi MTTF que sentiu um decrescimo
de cerca de aproximadamente 18 anos. Embora o numero de ligacoes finais tenha diminuıdo significativamente
neste sistema, visto so termos ligadas ao output as linhas B11, B12 e B13, a diminuicao da fiabilidade foi pouco
acentuada (aproximadamente 1.1%).
De forma a avaliar a importancia de cada uma destas linhas da rede efetuou-se uma simulacao em que se
assumiu que a linha B11 se encontrava fora de servico. Uma vez que esta alteracao provoca uma sobrecarga
30
nas outras linhas em paralelo, aumentou-se a taxa de falha dos seus equipamentos em 40%. As tres linhas na
totalidade conseguem dar resposta a 120% da demanda exigida pelas cargas. Neste teste, devido a utilizacao de
apenas 2 linhas, a percentagem de resposta a demanda da carga cai para os 80%.
De modo a aferir a importancia desta linha no sistema procedeu-se ao calculo dos parametros de fiabilidade do
sistema. Com a indisponibilidade a aumentar para cerca 2.837× 10−5 e a fiabilidade a sofrer um decrescimo de
0.04 pontos percentuais, conclui-se portanto que a ligacao tem um comportamento identico a nıvel de fiabilidade
sem esta linha. Por sua vez, o mesmo ja nao acontece no que concerne a quantidade de potencia entregue a carga
e o numero de clientes sujeitos a ficar sem energia. Pela resolucao das Eq. (3.1) e Eq. (3.2), obtem-se 18.40 MW
e 4680 clientes, respetivamente. Esta situacao corresponde a uma diminuicao da potencia media entregue a carga
de 20%.
Procedeu-se agora ao teste em que apenas a linha B13 se encontra em funcionamento, sujeita a um aumento
da sua taxa de falha em 70%. Neste caso, apenas se consegue entregar 40% da potencia exigida pela carga. No
que concerne a fiabilidade, esta situa-se agora nos 92.7% e a indisponibilidade aumentou para cerca de 0.00027.
Tambem o valor do MTTF e MTTR sofreram reducoes com implicacoes notorias na rede. O seu valor passou a ser
cerca de 13.69 anos e 31.97 horas, respetivamente. A nıvel de potencia, apenas se consegue entregar 15.12 MW
e 14042 usuarios ficam sem energia, ou seja, praticamente o triplo da situacao anterior. Em suma, constata-se
que a redundancia destas linhas e de extrema importancia neste sistema e que a falha de uma das linhas tem
grandes implicacoes na quantidade de energia fornecida e no numero de clientes que tem acesso a ela. Por sua vez,
quando se perde a redundancia face a linha B13, nao so agrava a situacao referida anteriormente, como tambem a
a disponibilidade e fiabilidade da rede e bastante afetada.
No modo de funcionamento com as tres linhas operacionais, recorrendo a analise das medidas de importancia
presentes na Tab. 3.5, conclui-se que os elementos mais crıticos desta ligacao sao os transformadores e o disjuntor
(c47) por nao existir equipamentos redundantes a este. Todos os equipamentos que nao integrem uma ligacao
redundante e os que se encontram nas linhas B1 e B2 apresentam uma RAW elevada, pelo que e crucial manter a
fiabilidade destes equipamentos. Quanto a RRW, verifica-se que o aumento da fiabilidade tem maior influencia nos
transformadores e no c47. Dado que este ındice nao e muito preponderante em qualquer um destes equipamentos
por terem taxas de falha baixas, e mais importante nesta situacao efetuar uma melhor manutencao preventiva e
inspecoes do funcionamento dos equipamentos para aumentar a disponibilidade dos mesmos do que diminuir a sua
taxa de falha.
Pelo ındice de FV constata-se a importancia que os transformadores, o cabo a (c5) e o disjuntor (c47) tem no
sistema, dado que por exemplo para o transformador mais crıtico (C9), 25.7% das falhas se verificam num path set
em que este equipamento esta integrado.
31
Tabela 3.5: Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede com a carga HD unicamente para as Medidas deImportancia dos componentes.
Componente Fussell-Vesely RRW RAWDisjuntor 33 kV (C47) 0.288 1.404 3.937×104
Transformador 220/110 kV (C9) 0.2570 1.346 172.1Transformador 110/33 kV (C12) 0.2019 1.253 172.1Transformador 220/110 kV (C3) 0.2005 1.251 134. 5
Cabo a (C5) 0.1795 1.219 134. 5Transformador 110/33 kV (C6) 0.1575 1.187 134.5
Cabo b (C11) 0.0660 1.071 172. 3Barramento 33 kV (C14) 0.0433 1.045 3. 937×104
Barramento 220 kV (C1) 0.0433 1.045 3. 937×104
Barramento 33 kV (C48) 0.0433 1.045 3. 937×104
Disjuntor 110 kV (C10) 0.0286 1.029 172.4Disjuntor 220 kV (C8) 0.0286 1.029 172.4Disjuntor 220 kV (C2) 0.0286 1.029 172.4
Na perspetiva de se compreender melhor a contribuicao dos equipamentos que nao apresentam qualquer re-
dundancia e dos componentes mais crıticos para a fiabilidade da rede procedeu-se a mais alguma simulacoes.
Em primeira lugar, reduziu-se tempo de reparacao do barramento 33 kV (c48) para metade, cifrando-se agora
em 30 minutos. A indisponibilidade do sistema desce ligeiramente para cerca de 2.43×10−5, enquanto os valores
de fiabilidade e MTTF nao alteraram. Ao proceder a diminuicao do tempo de incidencia de reparacao do dis-
juntor c47 em 20%, para as 57,5 horas de reparacao num perıodo de tempo de um ano, a fiabilidade e o MTTF
mantiveram-se uma vez mais constantes. Todavia, a disponibilidade sofreu um decrescimo para 2.284 ×10−5,
assim como o MTTR que passou a ser agora de 6 horas e meia, ao contrario das mais de 7 horas do sistema ori-
ginal. Pode-se entao concluir que o tempo de reparacao dos equipamentos apenas traz apenas melhorias pouco
significativas na disponibilidade total do sistema.
Relativamente ao segundo caso, de modo a apreciar a influencia dos equipamentos mais crıticos efetuaram-
se simulacoes diversas nos transformadores. Com o aumento da taxa de falha dos equipamentos c6 e c12 em
10%, pode-se observar pela Tab. 3.6 que nao vai ter qualquer impacto na fiabilidade do sistema. Quanto aos
restantes parametros, existem pequenas alteracoes beneficas para o sistema. Dado o MTTF aumentar e o MTTR
diminuir, a disponibilidade da rede tambem aumenta. Em relacao as importancias de medida destes componentes,
o indicador Fussell-Vesely reduziu-se em 1.5% para c6 e 1.9% para c12, o que significa que as falhas em path sets
que envolvem estes equipamentos se reduziram nestas percentagens.
Tabela 3.6: Resultados da simulacao da fiabilidade quando se altera a taxa de falha dos transformadores C6 e C12em 10%.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 2.451×10−5 —
Fiabilidade 0.9697 —MTTF 32.45 AnosMTTR 6.969 Horas
Para a obtencao dos dados da Tab. 3.7, reduziu-se apenas o tempo de reparacao do equipamento para verificar
a resposta da rede face a esta mudanca. Os dados da fiabilidade da rede sao muito identicos aos do caso anterior,
apenas com ligeiras melhorias no MTTF e MTTR. Quanto as medidas de importancia, estas nao sofreram qualquer
32
alteracao face ao caso anterior. Tendo em conta estes resultados, uma melhoria de 10% na taxa de falha destes
equipamentos e mais benefica para o sistema face a um decrescimo de 10% no tempo de reparacao do equipamento.
Tabela 3.7: Resultados da simulacao da fiabilidade quando se reduz o tempo de reparacao dos transformadores C6e C12 em 10%.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 2.451×10−5 —
Fiabilidade 0.9697 —MTTF 32.43 AnosMTTR 6.966 Horas
Em relacao aos dados da Tab. 3.8, em que se simulou as duas alteracoes mencionadas anteriormente num
mesmo sistema, verifica-se que existem melhorias na disponibilidade face aos dois casos anteriores e no tempo
de reparacao dos equipamentos no momento de uma falha. De realcar tambem que apesar de os ındices de risco
(RAW e RRW) nao terem sofrido grandes alteracoes, a importancia Fussell-Vesely diminui cerca 3.57% e 2.98%,
para o c6 e c12, respetivamente.
Tabela 3.8: Resultados da simulacao da fiabilidade quando se reduz o tempo de reparacao dos transformadores C6e C12 em 10% bem como a sua taxa de falha na mesma proporcao.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 2.372×10−5 —
Fiabilidade 0.9697 —MTTF 32.49 AnosMTTR 6.752 Horas
Quando se altera a taxa de falha para os outros dois transformadores c3 e c9, os resultados da fiabilidade do
sistema sao os enunciados na Tab. 3.9. A alteracao mais notoria face ao teste com os transformadores c6 e c12,
traduz-se no tempo de reparacao no momento de falha do sistema. Quanto as importancias de medida, os ındices
de risco permanecem na mesma ordem de grandeza e a Fussell-Vesely diminui cerca de 2.3% e 2% para o c9 e c3
respetivamente. Tendo em conta estes fatores, o sistema e mais beneficiado com a alteracao da taxa de falha nestes
dois transformadores que nos anteriores.
Tabela 3.9: Resultados da simulacao da fiabilidade quando se altera a taxa de falha dos transformadores C3 e C9em 10%.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 2.427×10−5 —
Fiabilidade 0.9697 —MTTF 32.46 AnosMTTR 6.904 Horas
Por sua vez, caso se reduza apenas o tempo de reparacao em 10%, os dados referentes a fiabilidade do sistema
encontram-se na Tab. 3.10. Os valores sao muito semelhantes ao caso anterior e o mesmo acontece em relacao
as importancias de medida. Para estes transformadores, a diminuicao da taxa de falha ou a reducao do tempo de
reparacao na mesma percentagem, a resposta do sistema e praticamente a mesma.
33
Tabela 3.10: Resultados da simulacao da fiabilidade quando se reduz o tempo de reparacao dos transformadoresC3 e C9 em 10%.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 2.427×10−5 —
Fiabilidade 0.9697 —MTTF 32.44 AnosMTTR 6.900 Horas
A resposta do sistema a alteracao dos dois parametros dos transformadores referidos anteriormente em si-
multaneo, no que concerne a fiabilidade do mesmo, encontra-se na Tab. 3.11. Para este caso, as melhorias ja sao
mais notorias e sao visıveis nos quatro parametros avaliados, inclusivamente na propria fiabilidade do sistema.
Tambem nesta situacao e preferıvel uma alteracao destes dois parametros nestes transformadores do que em c6 e
c12. A contribuicao do path set que integra o transformador c3 para a falha total reduziu-se em 4.3% e no caso de
c9 em 3.81%. Estes componentes deixam de ser tao crıticos para a falha do sistema como anteriormente.
Tabela 3.11: Resultados da simulacao da fiabilidade quando se reduz o tempo de reparacao dos transformadoresC3 e C9 em 10% bem como a sua taxa de falha na mesma proporcao.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 2.328×10−5 —
Fiabilidade 0.9698 —MTTF 32.51 AnosMTTR 6.631 Horas
Por fim, alterou-se na mesma percentagem tanto a taxa de falha como o tempo de reparacao nos quatro trans-
formadores. Os resultados em termos de fiabilidade para o sistema encontram-se na Tab. 3.12. Tambem neste
caso, dado o numero de componentes total do sistema, infere-se que apenas atuando nos seus quatro componen-
tes mais crıticos, estes provocam alteracoes ao nıvel de fiabilidade e disponibilidade no sistema total. Mais uma
vez, os ındices de risco mantiveram a mesma ordem de grandeza nestes componentes. Por sua vez, a importancia
Fussell-Vesely nos transformadores reduziu-se entre 3.35% e 4.17%. Apesar desta reducao significativa, estes
componentes continuam a desempenhar o papel de equipamento mais crıtico do sistema.
34
Tabela 3.12: Resultados da simulacao da fiabilidade quando se reduz o tempo de reparacao dos quatro transforma-dores em 10% bem como a sua taxa de falha na mesma proporcao
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 2.158×10−5 —
Fiabilidade 0.9698 —MTTF 32.60 AnosMTTR 6.164 Horas
A Tab. 3.13 apresenta o resumo das diversas simulacoes efetuadas para o estudo dos equipamentos crıticos e de
como afetam a fiabilidade da rede. Os transformadores C3 e C9 sao mais crıticos que C6 e C12 pelo que qualquer
alteracao realizada nestes ira ter uma influencia maior na fiabilidade da rede. Por sua vez, e mais vantajoso reduzir
a taxa de falha do que a taxa de reparacao quando se trata do mesmo valor percentual. Quando se reduz estas duas
taxas nos quatro transformadores, as alteracoes na fiabilidade total da rede tem um maior impacto como seria de
esperar.
Tabela 3.13: Resumo das simulacoes da fiabilidade para a rede com o ponto de carga HD.Condicoes da ligacao Fiabilidade (%) MTTF (anos)
Simulacao com taxas de falha de referencia 96.96 32.40Simulacao com aumento da taxa de falha de C6 e C12 em 10% 96.97 32.45
Simulacao com diminuicao da taxa de reparacao de C6 e C12 em 10% 96.97 32.43Simulacao com diminuicao da taxa de falha e reparacao de C6 e C12 96.97 32.49
Simulacao com diminuicao da taxa de falha de C3 e C9 96.97 32.46Simulacao com diminuicao da taxa de reparacao de C3 e C9 96.97 32.44
Simulacao com diminuicao da taxa de falha e reparacao de C3 e C9 96.98 32.51Simulacao com diminuicao da taxa de falha e reparacao de C3, C6, C9 e C12 96.98 32.60
Posto isto, efetuou-se a analise da fiabilidade da rede ao longo do tempo. Dado que a fiabilidade para esta
situacao decresce muito mais rapidamente em comparacao a rede completa e o MTTF ser tambem mais reduzido,
optou-se por simular por um perıodo de tempo de 35 anos. Ao fim de 3 anos, os nıveis de fiabilidade reduziram-se
para valores abaixo dos ideais (inferiores a 90%) e ao fim de 5 anos apenas, este ındice e inferior a 85% como
se pode observar na Fig.3.10. Perante estas evidencias, pode-se aferir que as acoes de manutencao nesta situacao
tem um maior grau de importancia de forma a ressalvar o bom funcionamento desta rede eletrica. Para o valor de
MTTF tem-se entao um ındice de fiabilidade de aproximadamente 37%.
35
Figura 3.10: Evolucao da fiabilidade ao longo do tempo da rede com o ponto de carga HD ligado.
3.2.3 Fiabilidade da rede com o ponto de carga SJ
Referente ao teste da carga SJ, desligou-se entao todas as ligacoes a partir dos componentes (c15, c19, c23,
c36, c40 e c43) inclusive, visıveis na Fig. 3.1. Com este ponto de carga ligado, a potencia media exigida e de
0.8 MW e existe apenas um cliente nesta rede. Os resultados obtidos para uma simulacao realizada a um ano sao
apresentados na Tab. 3.14.
Tabela 3.14: Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede com o ponto de carga SJ ligado.Parametro Valor do parametro Unidade
Indisponibilidade 2.541×10−5 —Fiabilidade 0.9696 —
MTTF 32.40 AnosMTTR 7.215 Horas
Com apenas o ponto de carga SJ ligada, os resultados da fiabilidade sao bastante mais precarios comparati-
vamente ao sistema com os tres pontos de carga ligados (ver Tab. 3.1). Em contrapartida, os valores sao muito
parecidos aos que se obteve para o ponto de carga HD (ver Tab. 3.1). Tal facto sucede devido a estas redes terem ca-
racterısticas semelhantes, quer a nıvel de equipamentos, quer de complexidade dos mesmos e a propria arquitetura
da rede.
No caso em que falha a ligacao B16, considerou-se um aumento da taxa de falha em cerca de 40% para os
equipamentos da ligacao B17. Esta apenas consegue fornecer 60% da demanda exigida pelo consumidor. Para este
36
caso, a potencia real que chega ao consumidor e de 0.4799 MW (ver Eq. (3.1)).
Em virtude das notorias semelhancas desta rede com a rede com o ponto de carga HD ligado, optou-se por
determinar a fiabilidade para um mesmo perıodo de tempo, ou seja, 35 anos. Tambem para este ponto de carga
sao necessarios 3 e 5 anos para a fiabilidade se situar em valores inferiores a 90% e 85%, respetivamente. Aos 32
anos de vida, que correspondem ao tempo medio para falhar, e sem que haja qualquer tipo de intervencao na rede,
a fiabilidade fica reduzida a 37%.
Figura 3.11: Evolucao da fiabilidade ao longo do tempo da rede com o ponto de carga SJ ligado.
3.2.4 Fiabilidade da rede com o ponto de carga LH
Para testar a cargas LH11, o procedimento foi o mesmo, pelo que os resultados se encontram expressos nas
Tab. 3.15. Nesta situacao, estamos perante um ponto de carga com 14300 clientes e que exige uma potencia media
de 24.6 MW.
Tabela 3.15: Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede com o ponto de carga LH11 ligado.Parametro Valor do parametro Unidade
Indisponibilidade 5.654×10−5 —Fiabilidade 0.9448 —
MTTF 17.59 AnosMTTR 8.719 Horas
Neste caso estamos perante um sistema com piores ındices de fiabilidade que os anteriores. Em termos de
MTTF, a reducao situa-se perto dos 15 anos e no MTTR, o aumento foi cerca de 1 hora e meia de reparacao quando
37
ocorre uma falha. Tambem a fiabilidade sofreu um decrescimo de cerca de 2.5% face as situacoes anteriores. A
ocorrencia desta situacao deve-se a sua diferente tipologia de rede bastante mais complexa e com um maior numero
de equipamentos. Embora tenha sido introduzida alguma redundancia pelos cabos c30 e c31 (ver Fig. 3.1), nao
compensou os outros fatores. Esta e ligacao a carga mais crıtica do sistema.
Para verificar as mudancas ocorridas nos parametros de fiabilidade deste sistema, procedeu-se ao teste com a
linha B3 desligada. Mais uma vez, devido a sobrecarga das outras linhas e a diminuicao da redundancia, a taxa de
falha para as outras linhas tera necessariamente de aumentar. Assumiu-se portanto que esta aumentava em cerca
de 30% em todos os equipamentos das linhas B4 e B5, e cada uma destas linhas, suporta 40% do consumo exigido
pelo ponto de carga. Entao para este caso, e atraves das Eq. (3.1) e Eq. (3.2), obteve-se valor de potencia media
de 19.678 MW e um numero de clientes sem carga de 2861, ou seja, 20% do total de consumidores. A fiabilidade
da rede diminuiu cerca 0.8% e o MTTF em cerca de 3 meses e meio. Pode-se verificar que esta linha tem um
papel importante no sistema, embora nao seja essencial ao funcionamento do mesmo. As alteracoes sao entao algo
expressivas mas nao alarmantes.
Numa segunda situacao, efetuou-se o teste de modo a averiguar o comportamento do sistema numa situacao
em que tanto a linha B3 como B4 nao se encontram em funcionamento. Por esta razao, a linha B5 e responsavel
por toda a energia distribuıda nesta area para os clientes, pelo que o aumento da sua taxa de falha se assumiu como
70%. Esta consegue apenas entregar 40% da potencia pretendida pelos consumidores. Pelas Eq. (3.1) e Eq. (3.2)
a potencia media e o numero de clientes que ficaram sem energia e de 9.82 MW e 8591, respetivamente. Nesta
situacao, 60% dos consumidores estao a sujeitos a falhas de energia. Tambem os parametros de fiabilidade do
sistema se agravam de forma expressiva. A fiabilidade diminui para os 90.88% e o tempo medio entre falhas de
10 anos e 4 meses. O tempo medio para efetuar reparacoes de modo a voltar a por o sistema em funcionamento
aumentou tambem para umas expressivas 185 horas. Tendo em conta esta conjuntura, verifica-se que a redundancia
nesta ligacao e crucial para o bom funcionamento do sistema e contribui de forma muito significativa para o
aumento da sua fiabilidade e disponibilidade.
Por ultimo, determinou-se entao a fiabilidade da rede com a carga LH ligada num perıodo de tempo de 25 anos.
Nesta tipologia de rede os efeitos na fiabilidade ao logo do tempo ainda se fazem sentir com mais intensidade
como se pode constatar pela Fig. 3.12. Findo o perıodo de apenas 2 anos, o ındice de fiabilidade baixa para valores
inferiores a 90% e ao fim de 3 situa-se nos 85%. Outro ponto a ter em conta deve-se ao facto de esta situacao tender
a agravar-se com o tempo. Ao fim de apenas 13 anos tem-se uma fiabilidade inferior a 50%. Quanto ao nıvel de
fiabilidade para o valor de MTTF e bastante semelhante aos casos anteriores situando-se nos 37% embora exista a
agravante de o tempo medio para falhar surgir muito mais cedo (cerca de 17 anos apos o inıcio de funcionamento).
Pode-se aferir que esta rede e a situacao na qual um bom plano de manutencao preventiva e corretiva e mais
preponderante devido a criticidade desta ligacao ser maior.
38
Figura 3.12: Evolucao da fiabilidade ao longo do tempo da rede com o ponto de carga LH ligado.
3.2.5 Diminuicao da fiabilidade da rede para as tres cargas face a rede completa
Em modo de conclusao da analise da fiabilidade da rede de distribuicao tradicional representou-se na Fig. 3.13
a diminuicao dos parametros de fiabilidade com cada uma dos pontos de carga ligados independentemente face
a rede completa. Os pontos de carga HD e SJ apresentam uma arquitetura de rede muito semelhante bem como
os componentes que os constituem. No que concerne a fiabilidade pode-se observar que tambem apresentam
resultados muito semelhantes como seria de esperar. Por sua vez, a ligacao LH apresenta mais componetes crıticos
que as anteriores devido ao facto de possuir mais componentes e ligacoes crıticas. Face aos casos anteriores, a
diminuicao do MTTF foi cerca de 30% e a fiabilidade de 3%. Comparando agora com a rede completa pode-se
concluir que a existencia de apenas um ponto de carga ligado ao output induz maior diminuicao no parametro
MTTF do que em qualquer outro. Isto significa entao que a probabilidade de a rede falhar derivado de uma
qualquer falha num componente ocorre muito mais cedo quando se tem apenas um ponto de carga ligado.
39
Figura 3.13: Diminuicao da fiabilidade para os 3 pontos de carga face a rede completa.
40
Capıtulo 4
Sistema de comunicacoes na rede eletrica
No presente capıtulo sao apresentados os diferentes equipamentos de comunicacao que integram um sistema de
energia ciber-fısico com o objetivo de aumentar a fiabilidade e disponibilidade da rede eletrica. Apos a descricao
do funcionamento destes dois sistemas interligados entre si, pretende-se avaliar as alteracoes da fiabilidade na
rede Birka quando ocorre um ciberataque a dois componentes da rede cyber: o Smart Meter e o Human Machine
Interface.
41
4.1 Necessidade da comunicacao na rede eletrica
Nos ultimos anos, os consumidores tornaram-se mais exigentes face a rede eletrica devido ao aumento do seu
numero e tambem das suas necessidades energeticas. Alem disso, estamos perante uma rede eletrica cada vez mais
envelhecida nos paıses mais desenvolvidos. Esta situacao leva a que falhas de energia a grande escala sejam cada
vez mais comuns [2]. Por outro lado, as fontes de energias renovaveis tem um papel cada vez mais de destaque
na sociedade devido a intermitencia deste recurso, promove a instabilidade da rede. Tambem a gestao ativa do
consumo eletrico dos clientes pode ser utilizada de modo a equilibrar a potencia na rede. Dado estas evidencias
e previsıvel que o papel dos aparelhos de comunicacoes da rede eletrica seja cada vez mais preponderante num
futuro proximo.
Enquanto que o sistema fısico da rede e constituıdo pelos equipamentos eletricos responsaveis pela geracao,
distribuicao, transporte e consumo da energia; os equipamentos do sistema cyber tem como funcionalidade a
obtencao de dados da rede, a analise e transmissao das informacoes pertinentes dos mesmos de modo a aumentar
a automacao e protecao da rede e possibilitar a monitorizacao da mesma [24].
4.2 Equipamentos da rede cyber
No que concerne os equipamentos da rede cyber, em primeira instancia e necessario que estes proporcionem
informacoes atualizadas sobre o estado de funcionamento dos diversos constituintes da rede e da propria rede. Com
este intuito, utilizou-se entao o smart meter (SM). O SM e um aparelho digital com capacidade de estabelecer
comunicacoes bidirecionais entre o consumidor e a restante rede de modo a se poder controlar e gerir de uma
melhor forma o consumo energetico [25]. Para efeitos de simplificacao, na simulacao efetuada com a metodologia
RBD, utilizou-se apenas um SM por ponto de carga em detrimento da utilizacao de um por cada consumidor como
acontece na realidade. Um exemplo deste equipamento e o Landis+Gyr E470 que se encontra representado na
Fig. 4.1. Este aparelho possibilita aos clientes residenciais a sua monitorizacao remota atraves da internet.
Figura 4.1: Landis+Gyr E470 Single Phase Smart Meter 100A Direct Connected. Adaptado de [26].
O Merging Unit e responsavel por receber informacoes tanto dos transformadores de medida como dos CBs,
sendo este a interface entre componentes fısicos com respetivos sinais analogicos e a comunicacao digital. Tem
42
a capacidade de receber um sinal analogico proveniente de um equipamento da rede de potencia e transmiti-lo a
rede cyber na forma de um sinal digital [27]. Um exemplo de um MU que recebe dados dos transformadores e o
Reason MU320 da GE representado na Fig. 4.2.
Figura 4.2: Reason MU320 - Merging Unit. Adaptado de [28].
Os Dispositivos Eletronicos Inteligentes (IED) de protecao tem como principal funcao receber a informacao
proveniente dos MUs, processar esses dados e tomar acoes com o objetivo de proteger a rede, caso se verifique
essa necessidade, garantindo assim alguma automacao e controlo local da subestacao [29]. Este tipo de dispositivo
permite ainda a monitorizacao remota e atualizada dos dados recebidos e processados por ele. Um exemplo desse
equipamento e o Multilin C30 da GE que se encontra representado na Fig. 4.3.
Figura 4.3: Multilin C30 - IED de protecao. Adaptado de [29].
Para transmitir a informacao entre os diversos equipamentos da rede eletrica e uma pratica corrente utilizar-se
a norma IEC 61850 que permite o envio de pacotes de informacao entre os diferentes aparelhos atraves de uma
rede Ethernet em tempo real e ainda possibilitar a interoperabilidade entre estes, independentemente do fabricante
dos mesmos. Dado este facto, e assim possıvel uma expansao da subestacao caso necessario e ao mesmo tempo
garantir que o sucesso da comunicacao nao e posto em causa, a medida que se adiciona mais equipamentos. Este
protocolo necessita de Ethernet Switchs para garantir a conetividade e a transmissao da informacao ao longo de
43
todo o sistema [30].
Sempre que e necessaria intervencao humana no controlo, monitorizacao e gestao da rede, esta e realizada
atraves de uma Interface Pessoa-Maquina (HMI - Human Machine Interface). Aqui, o operador pode visualizar
toda a informacao disponıvel em tempo real e tomar medidas caso o sistema de automacao da rede nao esteja a
funcionar de acordo com o previsto ou na situacao que considere mais benefica. Numa Smart Grid e pretendido
que as acoes deste sejam reduzidas ao mınimo de modo a evitar a interferencia e erro humano.
Por fim, sao necessarios tambem os servidores para armazenar a informacao. Estes sao equipamentos fulcrais
pois a sua falha pode implicar a perda de informacoes da rede de forma permanente. Devido a esta adversidade
existem sempre servidores redundantes prontos a entrar em funcionamento em caso de falha do servidor principal.
Nao obstante existe a perda de dados da rede enquanto o servidor secundario nao entra em funcionamento [27].
4.3 Arquitetura da rede cyber
A arquitetura seguida nesta dissertacao da conexao entre a rede cyber e a rede fısica encontra-se na Fig. 4.4.
Figura 4.4: Ligacao simplificada do sistema de comunicacao a uma subestacao. Adaptado de [31].
As linhas a verde representam de forma simplificada as ligacoes entre os equipamentos fısicos de uma subestacao,
constituıda por dois barramentos, um CB, um transformador e um ponto de carga que corresponde aos varios cli-
entes finais da rede. Por sua vez, a preto estao representadas as conexoes entre os equipamentos cyber. Tal como
referido na seccao 4.2, o SM e o MU tem como principal funcao a recolha de dados dos equipamentos fısicos da
rede, sendo que por isso, o primeiro se encontra ligado ao cliente e o segundo aos equipamentos de maior potencia
44
(transformador e CB). Com o proposito de monitorizacao e controlo da subestacao, estes transmitem os dados
obtidos para o Ethernet Switch (ESW) da mesma. A este equipamento encontram-se tambem ligados os IEDs de
protecao e o ESW do centro de controlo. Os primeiros tem como missao garantir automacao e protecao dos ele-
mentos da subestacao. Ja o segundo equipamento, recebe os dados provenientes dos outros ESW da rede e fornece
essa informacao tanto ao HMI como ao servidor.
A medida que os desafios requeridos ao sistema de comunicacao da rede sao maiores e mais complexos,
qualquer falha num dos seus equipamentos torna-se mais crıtica para a rede de potencia. Para minorar esta situacao,
optou-se por uma topologia em anel-estrela para a rede cyber. Esta implica que existam dois ESW do centro de
controlo ligados entre si de forma a provocar um aumento da redundancia no sistema, tornando-a mais vantajosa
face a uma ligacao em cascata [31]. Por conseguinte, o ESW de cada subestacao liga diretamente a estes dois e
nao existe qualquer ligacao aos ESW das estacoes vizinhas. Tal como demonstra a Fig. 4.5, os ESWs dos centro
de controlo estao ligados entre si em anel (verde) enquanto que os ESWs das subestacoes ligam-se aos anteriores
em estrela (azul claro).
Figura 4.5: Exemplo de uma ligacao cyber em anel-estrela com tres subestacoes distintas. Adaptado de [31].
Esta situacao pode ser melhor compreendida atraves da Fig. 4.6. Para a topologia em cascata, os ESW das
subestacoes estao ligados em serie entre si e basta um falhar para provocar a falha total do sistema de comunicacoes.
Ja para o segundo caso tal nao se verifica pois existem dois ESW de centro de controlo em paralelo, aumentado
a redundancia do sistema. Esta situacao providencia a independencia entre ESWs de subestacoes diferentes pelo
que a falha num destes elementos so afeta a subestacao onde esta inserido.
45
Figura 4.6: Metodologia RBD aplicada ao sistema cyber em cascata em cima e anel-estrela em baixo.
4.4 Analise da fiabilidade da rede Birka quando afetada por ciberataques
A rede cyber foi pensada de modo a permitir o aumento da eficiencia e trazer melhorias a rede eletrica. Apesar
disso, a introducao deste sistema de comunicacoes aumenta a complexidade total do sistema devido ao maior
numero de equipamentos e interacao entre eles. Esta situacao levanta entao novas fontes de risco para a fiabilidade
da rede eletrica que ate entao nao existiam. A relacao entre a rede de comunicacoes e a rede de potencia pode ser
classificada como direta e indireta [31]. Esta ultima cinge-se as falhas ocorridas na parte cyber que nao provocam
a interrupcao da atividade da rede de potencia, mas a afetam de alguma forma originando um funcionamento
deficiente da mesma. As funcionalidades da rede cyber ligadas a protecao e monitorizacao sao dois exemplos de
interdependencias indiretas.
Nesta dissertacao pretende-se entao avaliar os efeitos dos ciberataques na rede e as alteracoes provocadas na
fiabilidade por estes. Nesta situacao estamos perante uma interdependencia direta dado que se assumiu que estes
ataques provocam a quebra da distribuicao de energia localmente ou no sistema completo. A analise da fiabilidade
resultante destes ataques realizou-se nas tres camadas da rede de comunicacoes. A nıvel local o ataque e efetuado
atraves do SM. Ao nıvel da subestacao, o ataque afeta um maior numero de pessoas e e realizado atraves do centro
de controlo da respetiva subestacao. Quanto a analise da fiabilidade em caso de blackout, o ataque e efetuado no
centro de controlo central do sistema, pelo que incide na totalidade da rede. Foram entao definidos quatro padroes
de ataques distintos de forma a estimar a frequencia dos ciberataques na rede que permite aos atacantes introduzir
mensagens ou sinais falsos na mesma [32]. Estes podem-se realizar atraves do centro de controlo local, centro de
controlo geral, routers (portas abertas) e por fim, atraves de ESWs e Remote Terminal Unit (RTUs).
O primeiro dos quais consiste na intrusao no centro de controlo local de uma das subestacoes contornando
o seu firewall e obtendo assim acesso ao ESW. Atraves do ESW da subestacao consegue obter e fornecer novos
dados tanto ao HMI como ao servidor numa hierarquia de baixo para cima e por sua vez atuar nos CBs.
O segundo tipo de ataque considerado foi que os atacantes podem tambem seguir uma hierarquia de cima para
baixo, ao conseguir penetrar no centro de controlo geral atraves da internet, visto esta via ser mais acessıvel que a
rede local (LAN). Mais uma vez, o intruso consegue obter acesso a este atraves do contornamento da firewall do
46
sistema e depois aceder aos servidores que tem mais comunicacoes com o exterior como o servidor web ou o FTP.
Quando estes servidores se ligam ao HMI, o atacante pode aceder a este e consecutivamente a toda rede, inclusive
aos elementos de protecao da mesma.
Uma outra forma de acesso e o atacante conseguir identificar portas do sistema abertas ou obter o endereco
IP de uma subestacao, forcar a sua entrada no sistema atraves de um router depois de descoberta a password e
contornar assim uma vez mais o firewall. A partir deste momento tem acesso ao controlo da subestacao. As
implicacoes negativas deste ataque vao depender tambem da configuracao da LAN da propria subestacao.
Por ultimo, o intruso pode tambem aceder a rede atraves das proprias ligacoes de comunicacao situadas entre o
centro de controlo e a subestacao como os RTUs e ESWs. Este tecnica pode ser utilizada para analise dos pacotes
de informacao que circulam na rede e possibilita a injecao de dados falsos. A Fig. 4.7 realca os pontos de acesso
mais suscetıveis a ocorrencia de um ciberataque.
Figura 4.7: Pontos de acesso mais suscetıveis a ocorrencia de ciberataques. Adaptado de [31].
A analise da fiabilidade na presenca de ciberataques foi modelada atraves da utilizacao do Mean Time To
Compromise que corresponde ao valor medio de tempo expectavel que um intruso leva a ser bem sucedido no
acesso a um qualquer equipamento da rede comunicacoes. O MTTC corresponde entao a uma analogia do MTTF
face aos ciberataques, pelo que para uma distribuicao exponencial e calculado atraves de
MTTC =
∫ ∞0
e−λctdt =1
λc, (4.1)
47
em que λc corresponde ao numero de ataques por unidade de tempo. A medida que o MTTC aumenta, a probabi-
lidade e a frequencia de uma ataque ser bem sucedido diminui [32].
4.4.1 Analise da fiabilidade da rede com um ciberataque no centro de controlo
Para as simulacoes em que o ataque e realizado num centro de controlo de uma das subestacoes assumiu-se
que λc = 1/120 dias e o tempo de o sistema retomar o normal funcionamento de 20 horas [32]. No primeiro caso,
efetuou-se a simulacao de um ciberataque na subestacao HD que provoca a abertura do CB c43. Esta situacao pode
ser representada pela metodologia RBD como demonstra a Fig. 4.8.
Figura 4.8: Metodologia RBD na presenca de um ciberataque que atua no CB c43.
Os resultados da analise da fiabilidade para este caso encontram-se patentes na Tab. 4.1, sendo que os primeiros
4 parametros se referem a analise do ciberataque e os restantes ao funcionamento normal. Comparativamente a
simulacao efetuada para este ponto de carga utilizando exclusivamente os equipamentos da rede Birka pode-se
concluir que na eventualidade de um intruso conseguir acesso a esta subestacao e operar o CB nesta linha nao
provoca qualquer alteracao na fiabilidade do sistema. A intrusao neste ponto de acesso nao surge assim como um
ponto crıtico no sistema.
Tabela 4.1: Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque ocorrido no ponto de carga HD que provoca aabertura de C43 e para o funcionamento normal da rede.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade cyber 2.540×10−5 —
Fiabilidade cyber 0.9696 —MTTF cyber 32.40 AnosMTTR cyber 7.214 Horas
Indisponibilidade 2.540×10−5 —Fiabilidade 0.9696 —
MTTF 32.40 AnosMTTR 7.214 Horas
No caso de um ataque ao centro de controlo da subestacao LH onde o atacante consegue operar apenas o CB
c23 verifica-se uma situacao identica a do caso anterior como se pode observar pelos dados da Tab. 4.2. Tambem
neste ponto de acesso, um ciberataque nao agrava o funcionamento normal da rede.
48
Tabela 4.2: Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque ocorrido no ponto de carga LH em que provocaa abertura do CB c23 e do funcionamento normal da rede.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade cyber 5.654×10−5 —
Fiabilidade cyber 0.9448 —MTTF cyber 17.59 AnosMTTR cyber 8.719 Horas
Indisponibilidade 5.654×10−5 —Fiabilidade 0.9448 —
MTTF 17.59 AnosMTTR 8.719 Horas
A terceira simulacao reflete um ciberataque no mesmo ponto de carga que anteriormente, com a diferenca que
para este caso, o intruso atua na abertura do CB c28. Como se pode observar pela Tab. 4.3, um ciberataque que
provoque a abertura deste CB e mais crıtico para o sistema. E de realcar que o controlo por parte do atacante
deste CB provoca um decrescimo da fiabilidade da rede de cerca de 1% e um aumento do tempo de recuperacao
do estado normal da rede de quase 90 minutos. Esta situacao deve-se ao facto de nao existir qualquer redundancia
neste ponto da rede, pelo que uma abertura do CB c28 implica imediatamente a perda de potencia nos clientes.
Tabela 4.3: Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque ocorrido no ponto de carga LH em que provocaa abertura do CB c28 e para o normal funcionamento da rede.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade cyber 7.549×10−5 —
Fiabilidade cyber 0.9349 —MTTF cyber 17.35 AnosMTTR cyber 10.16 Horas
Indisponibilidade 5.654×10−5 —Fiabilidade 0.9448 —
MTTF 17.59 AnosMTTR 8.719 Horas
Na proxima simulacao pretendeu-se testar os efeitos de um ciberataque quando se tem a rede completa, ou
seja, na presenca dos pontos de carga HD, SJ e LH, que atua no CB c8. Os dados referentes a analise da fiabilidade
perante esta situacao encontram-se expressos na Tab. 4.4 bem como os resultados da simulacao realizada para o
normal funcionamento da rede. Um ataque nesta zona reduz ligeiramente o tempo medio entre falhas e aumenta
o tempo necessario para reparacoes da rede, contudo a fiabilidade da rede mantem-se inalterada. Esta situacao
acontece porque apesar de CB c8 ser um equipamento extremamente crıtico na rede, a deficiencia ou abertura do
mesmo acaba por revelar ter pouca importancia perante a avaliacao da perda de energia na totalidade dos clientes
em simultaneo, como e o caso. Se se proceder a analise do efeito de um ciberataque que atua neste mesmo CB em
cada um dos pontos de carga de forma isolada, os efeitos nefastos na fiabilidade do sistema iriam ser maiores.
49
Tabela 4.4: Resultados da simulacao da fiabilidade para a rede completa num ataque que provoca a abertura c8 epara o normal funcionamento da rede.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade cyber 1.707×10−5 —
Fiabilidade cyber 0.9799 —MTTF cyber 49.09 AnosMTTR cyber 7.346 Horas
Indisponibilidade 1.699×10−5 —Fiabilidade 0.9799 —
MTTF 49.19 AnosMTTR 7.324 Horas
A ultima simulacao e referente a um ciberataque que atua no centro do controlo central da rede. Este teste
envolve os tres pontos de carga e o atacante tem acesso ao sistema todo, ou seja, o seu ataque incide mesmo antes
do barramento c1. Para esta situacao assumiu-se que λc = 1/163.5 dias e que o tempo de o sistema retomar o
normal funcionamento passou a ser de 50 horas [32]. As alteracoes na fiabilidade provocadas por um ataque deste
tipo encontram-se expressas na Tab. 4.5 bem como os resultados da simulacao para o normal funcionamento da
rede. Ao contrario do caso anterior, as consequencias deste ataque ja apresentam uma maior amplitude dado que a
indisponibilidade aumentou para o triplo. Tambem as reparacoes em caso de problema na rede passaram a ser mais
problematicas pelo que surtiu um aumento de cerca de 10 horas. O tempo medio para o sistema falhar diminuiu
em cerca de 11 anos. Todas estas alteracoes nos parametros de fiabilidade sao de importancia assinalavel uma vez
que se tratam de aumentos bastante significativos face as mesmas condicoes que anteriormente, excetuando o facto
de neste caso o ciberataque se processar em toda a rede.
Tabela 4.5: Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque que afeta a rede completa e para um funciona-mento normal da rede.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade cyber 5.180×10−5 —
Fiabilidade cyber 0.9740 —MTTF cyber 37.82 AnosMTTR cyber 17.18 Horas
Indisponibilidade 1.699×10−5 —Fiabilidade 0.9799 —
MTTF 49.19 AnosMTTR 7.324 Horas
Nestas duas ultimas simulacoes que sao efetuadas para a rede completa, ambos os ciberataques ocorrem num
centro de controlo. Na primeira este ocorre num centro de controlo local donde se consegue atingir o disjuntor C8
apenas. Por outro lado, na simulacao seguinte o atacante conseguiu penetrar no centro de controlo central de modo
a conseguir o comando total da rede como se pode observar na Fig. 4.9.
50
Figura 4.9: Pontos de entrada na rede completa.
4.4.2 Analise da fiabilidade quando o ciberataque ocorre nos SMs
Nesta primeira simulacao em que o ataque a rede se efetua atraves dos SMs assumiu-se que foram afetados
30% destes equipamentos do ponto de carga LH e que devido a instabilidade do fluxo de potencia na rede derivado
desta situacao, os CBs c15, c19 e c23 sofreram alteracoes comportamentais. Nesta situacao assumiu-se um λc de
0.001 dias e que o tempo de recuperacao do sistema se situa em cerca de 20 horas [32]. Nesta situacao temos 2145
clientes (15%) que ficaram sem energia e a potencia media disponıvel diminuiu 2.89 MW (11.7%). A Tab. 4.6
tem patente os resultados da analise da fiabilidade para este caso e apresenta tambem os resultados para o normal
funcionamento da rede.
Tabela 4.6: Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque no ponto de carga LH que afeta 30% dos SMsque provoca a abertura de c15, c19 e c23 e tambem para o normal funcionamento da rede.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade cyber 5.883×10−5 —
Fiabilidade cyber 0.9438 —MTTF cyber 17.29 AnosMTTR cyber 8.914 Horas
Indisponibilidade 5.654×10−5 —Fiabilidade 0.9448 —
MTTF 17.59 AnosMTTR 8.719 Horas
Comparativamente ao caso em que temos o normal funcionamento subestacao LH (ver Tab. 3.15) pode-se
observar que os prejuızos na rede nao sofrem um aumento significativo, pelo que para este os maiores prejudicados
sao os consumidores.
A Tab. 4.7 apresenta os resultados para a analise da fiabilidade com o mesmo ponto de carga, mas agora com
o ciberataque a atingir maiores proporcoes e afetando o sistema desde o barramento c1 e apresenta tambem os
valores referentes a simulacao do normal funcionamento da rede .Esta situacao e mais improvavel de acontecer
visto que a possibilidade de provocar maiores desequilıbrios no fluxo de potencia face a situacao anterior de modo
a atingir a rede inteira ser uma operacao de maior complexidade de implementacao. Em virtude disso, assumiu-se
51
um λc de 0.0001 dias e que o tempo de recuperacao da rede de 30 horas [32].
Tabela 4.7: Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque no ponto de carga LH que afeta 30% dos SMse afeta toda a rede e para o normal funcionamento da rede.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade cyber 5.677×10−5 —
Fiabilidade cyber 0.9447 —MTTF cyber 17.56 AnosMTTR cyber 8.739 Horas
Indisponibilidade 5.654×10−5 —Fiabilidade 0.9448 —
MTTF 17.59 AnosMTTR 8.719 Horas
Pelo facto de a probabilidade de ocorrencia desta situacao face a anterior ser muito menor os dados da fiabili-
dade melhoraram ligeiramente.
No procedimento da analise ao ponto de carga HD, assumiu-se para o primeiro teste, que 50% dos SMs sao
atacados, situacao esta que provoca a diminuicao da potencia media em 8.05 MW e o numero de clientes afetados e
cerca de 8190 (35%). Com λc de 0.005 dias e um tempo total de reposicao do funcionamento normal da rede de 30
horas [32], os resultados da simulacao sao apresentados na Tab. 4.8. Face ao normal funcionamento da subestacao
HD (ver Tab. 3.4), os parametros de fiabilidade deterioram-se em todos os casos. O MTTF diminui perto de 5
anos, enquanto o MTTR aumentou mais de 3 horas. Isso implica entao que para alem do sistema falhar mais
vezes, tambem a sua reparacao demora mais tempo. Isso por sua vez, vai ter consequencias tambem na fiabilidade
total que diminui cerca de 0.5% e mesmo na disponibilidade do sistema. Conclui-se entao que o controlo dos CBs
c37, c40 e c43 por parte de um intruso pode causar algum nıvel de preocupacao para o sistema.
Tabela 4.8: Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque no ponto de carga HD que afeta 50% dos SMse provoca a abertura de c37, c40 e c43 e tambem para o normal funcionamento da rede.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade cyber 4.253×10−5 —
Fiabilidade cyber 0.9648 —MTTF cyber 27.88 AnosMTTR cyber 10.39 Horas
Indisponibilidade 2.540×10−5 —Fiabilidade 0.9696 —
MTTF 32.40 AnosMTTR 7.214 Horas
Nesta ultima instancia, utilizou-se uma vez o ponto de carga HD mas agora o atacante tem acesso ao controlo da
rede toda e pode atuar antes do barramento c1. Para este caso temos entao um λc de 0.0003 devido a complexidade
e dificuldade da possibilidade de sucesso deste ataque e um tempo de recuperacao do normal funcionamento do
sistema de 30 horas [32]. Os dados referentes a esta simulacao encontram-se entao na Tab. 4.9 e representacao dos
pontos de acesso do atacante na Fig. 4.10. Em relacao ao caso anterior, a situacao nao e tao crıtica. A explicacao
deve-se uma vez mais a diminuta probabilidade deste tipo de ataque ter sucesso. Apesar de as consequencias para
o sistema poderem ser mais gravosas, a baixa taxa de ocorrencia desta situacao provoca a existencia de menos
problemas de fiabilidade que no caso anterior.
52
Figura 4.10: Pontos de acesso na rede com o ponto de carga HD ligado.
Tabela 4.9: Resultados da simulacao da fiabilidade para um ataque no ponto de carga HD que afeta 50% dos SMsque afeta toda a rede e tambem para o normal funcionamento da rede.
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade cyber 2.643×10−5 —
Fiabilidade cyber 0.9693 —MTTF cyber 32.10 AnosMTTR cyber 7.433 Horas
Indisponibilidade 2.540×10−5 —Fiabilidade 0.9696 —
MTTF 32.40 AnosMTTR 7.214 Horas
53
Atraves destes pode-se aferir que os ataques ocorridos em centros de controlo tem um impacto maior na fi-
abilidade da rede. Por outro lado, os ataques realizados em SMs afetam diretamente o proprio cliente e quanto
maior o numero de aparelhos atacados, maior o numero de clientes que ficam sem energia. Outro facto que merece
destaque e que nem sempre um ataque numa maior subestacao tem igualmente um maior impacto na fiabilidade
da rede, devido a menor probabilidade de ocorrencia do mesmo, embora as consequencias sejam sempre mais
severas. Os ataques que provocam a abertura de CBs sem qualquer redundancia ou que afeta todos os CBs que se
encontram em paralelo sao sempre os mais danosos no que concerne a fiabilidade total da rede. Por fim, um ataque
total a rede com os tres pontos de carga devido a complexidade do mesmo e pouco provavel de provocar a quebra
de energia na totalidade dos clientes em simultaneo.
Na Tab. 4.10 encontra-se o resumo das simulacoes efetuadas para os diversos ciberataques ocorridos na rede. A
vermelho estao representados os ataques com um maior impacto na fiabilidade da rede e a azul os que apresentam
um nıvel de criticidade menor.
54
Tabela 4.10: Resumo das simulacoes realizadas para os diversos ciberataques ocorridos na rede.Ciberataque ocorrido no ponto de carga HD e provoca a abertura de c43
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 2.540×10−5 —
Fiabilidade 0.9696 —MTTF 32.40 AnosMTTR 7.214 Horas
Ciberataque ocorrido no ponto de carga LH que provoca a abertura de c23Parametro Valor do parametro Unidade
Indisponibilidade 5.654×10−5 —Fiabilidade 0.9448 —
MTTF 17.59 AnosMTTR 8.719 Horas
Ciberataque ocorrido no ponto de carga LH e que provoca a abertura de c28Parametro Valor do parametro Unidade
Indisponibilidade 7.549×10−5 —Fiabilidade 0.9349 —
MTTF 17.35 AnosMTTR 10.16 Horas
Ciberataque ocorrido para os tres pontos de carga e que provoca a abertura de c8Parametro Valor do parametro Unidade
Indisponibilidade 1.707×10−5 —Fiabilidade 0.9799 —
MTTF 49.09 AnosMTTR 7.346 Horas
Ciberataque ocorrido para os tres pontos de carga onde toda a rede e afetadaParametro Valor do parametro Unidade
Indisponibilidade 5.180×10−5 —Fiabilidade 0.9740 —
MTTF 37.82 AnosMTTR 17.18 Horas
Ciberataque ocorrido no ponto de carga LH atraves de 30%dos SMs e que provoca a abertura de c15, c19 e c23
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 5.883×10−5 —
Fiabilidade 0.9438 —MTTF 17.29 AnosMTTR 8.914 Horas
Ciberataque ocorrido para o ponto de carga LHem 30% dos SMs e que afeta a rede toda
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 5.677×10−5 —
Fiabilidade 0.9447 —MTTF 17.56 AnosMTTR 8.739 Horas
Ciberataque ocorrido para o ponto de carga HD em 50%dos SMs sao afetados e provoca a abertura de c37, c40 e c43
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 4.253×10−5 —
Fiabilidade 0.9648 —MTTF 27.88 AnosMTTR 10.39 Horas
Ciberataque ocorrido para o ponto de carga HD em 50%dos SMs sao afetados com consequencias na rede inteira
Parametro Valor do parametro UnidadeIndisponibilidade 2.643×10−5 —
Fiabilidade 0.9693 —MTTF 32.10 AnosMTTR 7.433 Horas55
56
Capıtulo 5
Conclusoes e trabalho futuro
O presente capıtulo desta dissertacao diz respeito as conclusoes que podem ser extraıdas do trabalho realizado.
Alem disso, por ser uma primeira abordagem a esta tematica, fornece orientacoes para trabalhos futuros referentes
a algumas questoes que podem ser mais aprofundadas.
57
5.1 Conclusoes
No presente trabalho foi realizada uma analise da fiabilidade atraves da metodologia RBD aplicada ao conceito
de Smart Grid. O caracter de importancia deste tema pauta-se pelo aumento cada vez maior da complexidade
e de equipamentos da rede e da necessidade de manter os custos da distribuicao de energia controlados. Em
primeira instancia, avaliou-se a fiabilidade de uma rede de distribuicao eletrica tradicional tendo em vista perceber
as ligacoes e equipamentos mais crıticos da mesma. Depois desta situacao, modelou-se uma Smart Grid, atraves
da integracao dos equipamentos da rede cyber necessarios na rede eletrica tradicional estudada anteriormente. Para
finalizar, avaliaram-se os efeitos dos ciberataques em diversos equipamentos e pontos da rede eletrica.
Verificou-se entao pelas simulacoes efetuadas na rede tradicional que os transformadores sao os componentes
mais crıticos da rede de potencia, convergindo assim com as expectativas que haviam sido desenvolvidas a priori.
Outro fator a realcar e a importancia da contribuicao das ligacoes nao redundantes, bem como das linhas B1 e
B2 (que fazem a ligacao entre as subestacoes BA e a de 110/33 kV), para a fiabilidade da rede. As analises
da fiabilidade ao longo do tempo evidenciaram a importancia de uma boa polıtica de manutencao de modo a
rentabilizar os ativos da rede.
No que respeita as simulacoes efetuadas para a Smart Grid constatou-se que dada a complexidade de uma rede
comunicacoes para a rede eletrica, uma hierarquia em anel-estrela revela-se uma escolha mais prudente que uma
em cascata. Esta situacao explica-se devido a maior redundancia da primeira face a segunda, pelo que a ocorrencia
de uma falha geral tem uma menor probabilidade de acontecer e em caso de ciberataque, o seu raio de acao pode
mais facilmente ser mitigado.
Nos casos em que o ciberataque ocorre num centro de controlo local, a fiabilidade da rede so e afetada quando
o atacante consegue controlar a abertura de um disjuntor sem qualquer redundancia ou todos os que se encontram
em ligacoes paralelas. Quanto a um ciberataque ocorrido no centro de controlo central, este provoca maiores
perturbacoes na fiabilidade e funcionamento da rede.
Quanto aos ciberataques ocorridos atraves dos Smart Meters, estes sao mais nefastos para os clientes da rede
devido ao numero de intervenientes afetados do que para a propria rede eletrica. Para ter algum impacto na
fiabilidade da rede e necessario que o atacante consiga controlar uma percentagem elevada de SMs, de modo a
provocar a abertura dos disjuntores que se encontram em ligacoes paralelas. Perante o caso de um ciberataque
em SMs afetar o funcionamento da rede por completo, os parametros da fiabilidade da rede nao diminuem de
forma drastica. Esta situacao deriva de o SM se encontrar no fim da hierarquia da rede cyber, sendo que por isso a
probabilidade de se conseguir aceder ao centro de controlo central (topo da hierarquia) e muito reduzida. Pode-se
entao constatar que um ciberataque ocorrido num centro de controlo central afeta mais a fiabilidade da rede do
que um ciberataque ocorrido em SMs e que afetam a rede inteira. O SM e o equipamento mais vulneravel da rede
cyber devido ao facto de se encontrar em casa de cada cliente e poder ser acedido atraves da internet.
5.2 Trabalho futuro
Em primeiro lugar, face ao desenvolvimento do conceito da Smart Grid e credıvel a existencia de um maior
interesse em projetos de investigacao acerca desta e do seu estudo de fiabilidade no futuro. Dado esta ter sido uma
primeira abordagem a tematica e com foco num estudo da fiabilidade global da rede, serao necessarios mais testes
58
experimentais de modo averiguar o impacto da fiabilidade e dos ciberataques nos consumidores finais. Sugere-
se entao a utilizacao dos ındices de fiabilidade (System Average Interruption Duration Index) SAIDI e (System
Average Interruption Frequency Index) SAIFI, que representam a duracao media de uma falha por cada cliente
servido e o numero de falhas ocorridas por cada cliente, respetivamente [14]. Para alem disso, fazer uma separacao
do tipo de clientes da rede por setores como comerciais, residenciais e industriais iria permitir compreender melhor
a incidencia das falhas e poder fazer uma melhor gestao das mesmas de modo a minimizar os prejuızos dos mesmos.
No seguimento do trabalho, notou-se que certos aspetos terao de ser tomados em conta para futuros estudos
experimentais relacionados com o mesmo tipo de tecnologia. Com a geracao distribuıda proveniente das ener-
gias renovaveis cada vez a ser um assunto mais da ordem do dia, poderia ser realizado um estudo dos impactos
da mesma na rede eletrica. Com o intuito de ser possıvel uma melhor comparacao, efetuar testes de diversas ar-
quiteturas da rede ciber, para as mesmas condicoes aqui estudadas. Poderia tambem ser realizada uma analise
utilizando arvores de falha (FTA) de modo a fazer uma analise mais pormenorizada de todas as possıveis causas
que provocam uma determinada falha no sistema, quer a nıvel de componentes como tambem do proprio sistema
[33].
A fim de se efetuar uma analise do sistema em funcao do tempo e simular falhas em perıodos arbitrarios do
tempo pode-se utilizar a metodologia de simulacao Monte Carlo. Tambem relativamente ao tempo, seria impor-
tante fazer uma simulacao dos custos de diversas polıticas de manutencao e verificar os impactos das mesmas na
fiabilidade da rede, de forma a se definir as melhores praticas.
Por fim, sugere-se tambem a avaliacao da fiabilidade da rede tendo em conta os fluxos de potencia e as
perturbacoes na rede, dado que neste trabalho apenas se efetuou uma analise de fiabilidade estatica da mesma.
59
60
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63
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64
Apendice A
Modos de falha crıticos dos componentes
Tabela A.1: Modos de falha crıticos do DisjuntorModo de falha crıtico Taxa de modo de falha Tempo de reparacao (horas)
Disjuntor220 kV
Sobreaquecimento e derretimento 0.00609 168Operacao deficiente 0.00261 24
Disjuntor110 kV
Sobreaquecimento e derretimento 0.012075 168Operacao deficiente 0.005175 24
Disjuntor33 kV
Sobreaquecimento e derretimento 0.000623 72Operacao deficiente 0.000267 24
Disjuntor11 kV
Sobreaquecimento e derretimento 0.000729 48Operacao deficiente 0.00261 24
Tabela A.2: Modos de falha crıticos do Transformador.Modo de falha crıtico Taxa de modo de falha Tempo de reparacao (horas)
Transfor-mador220/110 kV
Falha total 0.00261 24Falha mecanica 0.01827 504Falha eletrica 0.0261 504
Falha fısica/quımica do tanque 0.00522 504Transfor-mador110/33 kV
Falha total 0.002051 24Falha mecanica 0.01435 504Falha eletrica 0.0205 504
Falha fısica/quımica do tanque 0.0041 504Transfor-mador33/11 kV
Falha total 0.001984124 24Falha mecanica 0.013923 504Falha eletrica 0.01989 504
Falha fısica/quımica do tanque 0.003978 504Transfor-mador11/0.4 kV
Falha total 0.000331 24Falha mecanica 0.002317 48Falha eletrica 0.00331 48
Falha fısica/quımica do tanque 0.000662 48
A.65
Tabela A.3: Modos de falha crıticos dos Cabos.Modo de falha crıtico Taxa de modo de falha Tempo de reparacao (horas)
Cabos a110 kV
Avaria eletrica 0.07012 168Avaria mecanica 0.042072 168
Cabos b110 kV
Avaria eletrica 0.07031 168Avaria mecanica 0.042186 168
CabosLH33
Avaria eletrica 0.00028 48Avaria mecanica 0.000168 48
Cabos HD aAvaria eletrica 0.02291 48
Avaria mecanica 0.013746 48
Cabos HD bAvaria eletrica 0.02285 48
Avaria mecanica 0.01371 48
Cabos HD cAvaria eletrica 0.02265 48
Avaria mecanica 0.01359 48
Cabos SJ aAvaria eletrica 0.00863 48
Avaria mecanica 0.005178 48
Cabos SJ bAvaria eletrica 0.00837 48
Avaria mecanica 0.005022 48CabosLH11
Avaria eletrica 0.10069 48Avaria mecanica 0.060414 48
A.66