PROTEÇÃO BÁSICA SEP SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA

INTRODUÇÃO a SISTEMa DE aUTOMaÇÃO EM SUBESTaÇÃO

ENTEC

MINI CURSO ⇒

Prof. Eng. LÉCIO GONÇALVES DE MATOS 1

OBJETIVO SAS

Mostrar que, diante dos conhecimentos atuais sobre as

formas de geração, transmissão e distribuição de energia

elétrica, é necessário conhecer as normas e os Critérios de

Projeto, das Subestações com Automação, conforme IEC

61850. 3

PROGRAMA ISAS (7)

A Subestação

– Centro de Operação de Sistemas

IEC – 61850

Comunicação IEDs

Smart Grids

– Sistema de Automação de Subestação

COMPOSIÇÃO SEP

4

SAS

COS

São concebidas de forma a proporcionar a utilização da energia elétrica com a máxima confiabilidade e segurança.

Subestação é o segmento de um sistema elétrico de potência (SEP), responsável pela interconexão entre :

Linha(s) de transmissão e redes de distribuição, Transformadores, disjuntores, seccionadores, TIs, indutores, capacitores e... Pontos de utilização, localizada em uma área territorial pré-determinada e composta por um conjunto de instalações e equipamentos com funções específicas, que...

Usinas de geração de energia elétrica (05)

ETIMOLOGIAVO SUBESTAÇÃO ELÉTRICA

5

Quanto à forma de operação (03).

CLASSIFICAÇÃO :

Quanto à FUNÇÃO (05);

Quanto ao NÍVEL DE TENSÃO (03);

Quanto ao TIPO DE INSTALAÇÃO (02);

ETIMOLOGIA

6

CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO

1) SUBESTAÇÃO ELEVADORA

2) SUBESTAÇÃO ABAIXADORA

3) SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO

4) SUBESTAÇÃO DE MANOBRAS

5) SUBESTAÇÃO CONVERSORA

7

1) SUBESTAÇÕES ELEVADORAS - at

8

CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO

1) SUBESTAÇÕES ELEVADORAS - MT

440 V 13,8 KV

9

CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO

2) SUBESTAÇÕES ABAIXADORAS

10

CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO

3) SUBESTAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO

11

230 kV 13,8 kV

CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO

4) SUBESTAÇÕES DE MANOBRA

12

CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO

► Associadas a sistemas de transmissão em CC – HVDC (SE Retificadora e SE Inversora) ITAIPU – RETIFICADORA IBIÚNA – INVERSORA

5) SUBESTAÇÕES CONVERSORAS

CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO

12 13

14

15

CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO

1) SUBESTAÇÃO DE MÉDIA TENSÃO

2) SUBESTAÇÃO DE ALTA TENSÃO

3) SUBESTAÇÃO DE EXTRA ALTA TENSÃO

16

525 kV, 500 kV, 440 kV, 345 kV, 300 kV, 230 kV, 161 kV, 138 kV, 132 kV, 115 kV, 88 kV, 69 kV, 34,5 kV, 23 kV, 13,8 kV, 440 V, 380 V, 220 V, 127 V.

faixas de tensão SEP

CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO

17

Os níveis de tensões praticados no Brasil são: 765 kV, 750 kV, 600 kVDC,

CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO

18

19

CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO

20

CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO

21

CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO

CLASSIFICAÇÃO QUANTO AO TIPO DE INSTALAÇÃO

SUBESTAÇÕES DESABRIGADAS (A CÉU ABERTO)

SUBESTAÇÕES ABRIGADAS (EM INTERIORES)

22

23

24

25

SUBESTAÇÕES EM INTERIORES

26

27

28

SF6 SF6

29

ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO

Constituídos por duas ou mais seções interligadas por chaves ou disjuntores. Cada seção pode atender um ou mais consumidores.

ARRANJOS DE BARRAMENTOS

As configurações dos barramentos de uma SE influem na sua flexibilidade:

Quanto à manutenção Quanto à operação

Barramentos CONTÍNUOS

Não existem particionamentos ou interrupções do barramento.

Barramentos SECCIONADOS

30

Manutenção nos dispositivos do sistema requerem a desenergização das linhas ligadas a eles.

ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO

A subestação possui uma só barra de AT ou MT. São usadas em pequenas SEs; Baixa confiabilidade; Falhas ou manutenção no barramento implicam na perda total do sistema;

ARRANJO DE BARRAMENTO SIMPLES

31

Nos casos em que o barramento é seccionado, pode haver manutenção de trechos do mesmo sem a interrupção de todos os consumidores.

ARRANJO DE BARRAMENTO SIMPLES SECCIONADO

ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO

52L 52L

32

Possibilidade de manutenção de um dos barramentos mantendo-se as cargas no outro barramento, ainda que com limitações de proteção.

ARRANJO DE BARRAMENTO PRINCIPAL E TRANSFERÊNCIA

ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO

Oferece um bom plano de manutenção;

Energização do barramento de transferência através do disjuntor de interligação;

52BT 52L

33

Falhas em um barramento não afetam o outro.

ARRANJOS DE BARRAMENTOS DUPLOS

ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO

Este esquema apresenta dois barramentos principais ligados a cada uma das linhas de transmissão de entrada; Possibilitam um bom plano de manutenção devido à presença dos dois barramentos; Aumento da confiabilidade do sistema;

34

ARRANJOS DE BARRAMENTOS TRIPLOS

ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO

PARQUES EÓLICOS 35

Possibilitam boa flexibilidade para manutenção de disjuntores sem interrupção do fornecimento de energia.

ARRANJOS DE BARRAMENTOS EM ANEL

ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO

36

Arranjo Confiabilidade Custo Área Disponível

Barra Simples

Barra Principal e de transferência

Barra Dupla, Disjuntor Simples

Barra Dupla, Disjuntor Duplo - X -

Barra Dupla, Disjuntor e Meio

Barra em Anel - X -

Menor confiabilidade Falhas simples podem ocasionar o desligamento completo da SE Baixa confiabilidade Semelhante à da barra simples, porém, uma melhor flexibilidade na operação e manutenção

Confiabilidade Moderada

Alta Confiabilidade Falhas simples isolam apenas um circuito

Menor custo Menor número de componentes

Custo Moderado Poucos componentes

Custo Moderado Número de componentes um pouco maior

Custo Elevado Número de componentes duplicado

Custo Moderado Número de componentes um pouco maior

Custo Moderado Número de componentes um pouco maior

Menor área Menor número de

componentes

Pequena área e Poucos componentes

Área moderado Número de

componentes um pouco maior Grande área

Dobro do número de componentes

Grande área maior número de componentes por

circuito Área Moderada Aumenta com o número de circuitos

CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO

1) SUBESTAÇÕES Operadas manualmente

2) SUBESTAÇÕES SEMI-AUTOMÁTICAS

3) SUBESTAÇÕES AUTOMATIZADAS

38

CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO

39

CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO

40

CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO

84

41

CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO

Monitoração feito à distância. “O acesso remoto aos equipamentos de proteção e supervisão nos permite fazer ajustes, alterar parâmetros e verificar ocorrências de defeitos com a mesma precisão como se estivéssemos no local”, gerando uma melhoria do DEC. 42

COS – CENTRO DE OPERAÇÃO DO SISTEMA

43

COS - CENTRO DE OPERAÇÃO DE SISTEMAS

44

DEC

Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora: indica o número de horas que, em média, as unidades consumidoras de determinado conjunto ficaram sem energia elétrica durante um determinado período: mensal, trimestral ou anual

indicadores que aferem a qualidade

45

FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora: indica quantas vezes, em média, as unidades consumidoras de determinado conjunto sofreram interrupção;

indicadores que aferem a qualidade

45

DIC Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora: quantidade de horas que o consumidor ficou sem energia elétrica;

indicadores que aferem a qualidade

45

FIC Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora: quantidade de interrupções que o consumidor experimentou no período de apuração (mensal, trimestral ou anual);

indicadores que aferem a qualidade

45

DMIC Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora: indica o número de horas da maior interrupção experimentada pelo consumidor no período de apuração.

indicadores que aferem a qualidade

45

SAS – SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÃO

OBJETIVO

QUALIDADE NO FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA;

REDUÇÃO DA QUANTIDADE E TEMPO DE INTERRUPÇÃO;

SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO EM TEMPO REAL;

REDUÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS;

CENTRALIZAÇÃO DE AÇÕES OPERATIVAS.

46

SAS – SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÃO

ELUCIDAÇÃO

A OPERAÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO É BASTANTE COMPLEXA, PELO ELEVADO GRAU DE INCERTEZA E PELO GRANDE NÚMERO DE VARIÁVEIS QUE MANIPULA. AS DIVERSAS AÇÕES DE SUPERVISÃO E CONTROLE REQUEREM A PRESENÇA DE UM OPERADOR CAPAZ DE MANIPULAR VÁRIOS TIPOS DE DADOS E INFORMAÇÕES, RESPONDENDO ÀS SOLICITAÇÕES DE FORMA EFETIVA EM CURTO TEMPO. 47

HISTÓRICO SAS DÉCADA 50 – TÉCNOLOGIA ANALÓGICA

DÉCADA 60 – TÉCNOLOGIA ESTÁTICA

SISTEMA SCADA – SUPERVISORY CONTROL AND DATA AQUISITION.

DÉCADA 70 – MINI E MICROCOMPUTADORES ATUANDO EM POUCAS TAREFAS.

DÉCADA 80 – MICROPROCESSADORES COM ALGORÍTMOS RÁPIDOS, PROCESSADORES DE SINAIS, PROCESSADORES LÓGICOS E PROCESSADORES DE COMUNICAÇÃO.

DÉCADA 90 – EXPLORAÇÃO DO CONCEITO DE APROVEITAMENTO DA INTELIGÊNCIA DISTRIBUIDA NAS SEs DIGITALIZADAS. 48

HISTÓRICO SAS

DÉCADA 100 – PROLIFERAÇÃO DOS INSTRUMENTOS DIGITAIS.

MATURIDADE DO SAS – PROTEÇÃO, CONTROLE E MONITORAÇÃO DE SE.

smart, MP3, mensagens instantâneas, câmeras e celulares digitais.

CONSOLIDAÇÃO DA IEC 61850.

49

51

275 kV x 225 MVA

50

51

53 52

54 53

55 54

56 55

57 56

58 57

59 58

60 59

61 60

IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente

IED - Intelligent Electronic Device

IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente

61

IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente

62

São os principais componentes do sistema de automação elétrica

IEDs são os componentes responsáveis por proteção e supervisão os equipamentos da rede elétrica

1970 – XXX : 4ª geração estática - Digitais

A aplicação da tecnologia digital teve início no final da década de 60 e início dos anos 70, com a introdução de microprocessadores nas áreas de supervisão e controle. Daí surgiu a 4ª geração de relés estáticos.

A técnica de proteção digital está atualmente consolidada, mas continua sendo uma área de investigação ativa, tendo em vista o desenvolvimento dos microprocessadores.

IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente

63

DESENVOLVIMENTO HISTÓRICO DOS RELÉS eletromecânicos & estáticos & digitais

DEFINIÇÃO DE RELÉ DIGITAL Dispositivos de proteção SEP, gerenciados por microprocessadores desenvolvidos especificamente para este fim. Nestes relés, os sinais de entrada das grandezas elétricas e os parâmetros de ajustes são controlados por um software que processa a lógica de proteção através de um algoritmo simbólico e gráfico.

DIGITAL NUMÉRICO Dispositivos de proteção SEP, gerenciados por microprocessadores desenvolvidos especificamente para este fim. Nestes relés, os sinais de entrada das grandezas elétricas e os parâmetros de ajustes são controlados por um software que processa a lógica de proteção através de um algoritmo simbólico, gráfico, numérico e intervalar.

IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente

64

TECNOLOGIA CONVENCIONAL VERSUS DIGITAL

CONVENCIONAL

DIGITAL

Baixa confiabilidade Boa confiabilidade

Implementação individualizada

Implementação integrada

Não integrável

Integrável

Testes no campo

Testes de bancada

Estagnada

Em evolução 65

Os relés digitais apresentam as seguintes vantagens em relação aos convencionais: Automonitoramento (autodiagnóstico); Detecção e diagnóstico de faltas; Melhor exploração do potencial das funções de proteção; Permite o desenvolvimento de novas funções e métodos de proteção; Compartilhar dados por meio de redes de comunicação; Proporciona melhor interface homem x máquina; Redução das interferências do meio ambiente nas condições operativas dos equipamentos; Adaptação aos requisitos funcionais operativos; Transferir e receber dados; Os custos são mais baixos. 66

TECNOLOGIA CONVENCIONAL VERSUS DIGITAL

Predomina ainda a linguagem assembler, o que limita a intercambialidade de programas entre diferentes relés.

desvantagens Vida útil reduzida (10 a 15 anos), enquanto os convencionais possuem vida longa (acima de 30 anos);

O “hardware” dos relés digitais avança rapidamente, tornando-os obsoletos;

Constante atualização do EMC ;

compatibilidade eletromagnética

67

TECNOLOGIA CONVENCIONAL VERSUS DIGITAL

Análise de falha com DIGSI 4

iEe iL1 iL2 iL3

t/s-0,075 -0,050 -0,025 0,000 0,025 0,050 0,075 0,100 0,125

I/A

-2,00

-1,50

-1,00

-0,50

-0,00

0,50

1,00

1,50

uL1 uL2 uL3

t/s-0,075 -0,050 -0,025 0,000 0,025 0,050 0,075 0,100 0,125

U/V

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

Registros de Falta Sincronizada de ambos finais de linha

68

Diagrama vetorial das Condições de Pré-falta e falha

69

IED de Multifunção ABB

40 – Unidade de perda de excitação

46 – Unidade de desbalanceamento de corrente

60 – Unidade de balanço de corrente ou tensão 24 – Unidade de sobreexcitação

50IE - Energização Involuntária da Máquina

70

71

72

73

PERIGO

A moça estava sofrendo alucinações, e pensou que estivesse atravessando uma ponte. Moradores do local viram a jovem em cima da torre e chamaram o serviço de emergência. Aparentemente, ela tentava atravessar um rio imaginário pela tal ponte.

República Tcheca

PERIGO

NORMA IEC - 61850 GRUPO DE 60 MEMBROS DE DIFERENTES PAISES (1995), oficializou a norma IEC - 61850

74 CONSOLIDADO NO BRASIL (DÉCADA 100).

NORMA IEC - 61850

5. Define teste completo necessário para o equipamento que está em conformidade com a norma.

Os objetivos definidos para o padrão foram: 1. Um protocolo único para subestação completa, considerando a modelagem de diferentes dados necessários para a subestação. 2. Definição de serviços básicos necessários para a transferência de dados de modo que todo o mapeamento de protocolo de comunicação possa ser feito com segurança. 3. Promoção de alta interoperabilidade entre sistemas de diferentes fornecedores.

4. A método comum / formato para armazenar dados completos.

75

A IEC (International Electrotechnical Commission) é a organização líder no desenvolvimento de padrões internacionais para o setor elétrico e afins. A norma IEC 61850 foi desenvolvida recentemente para Sistemas de Automação de Subestações (SAS).

A IEC 61850 permite a operação otimizada de todos os componentes integrados a um sistema de automação de subestação. Este processo ocorre devido à melhoria e desenvolvimento dos IEDs, onde podem ser agregadas funcionalidades específicas das funções de proteção e controle utilizando a rede local, alta velocidade nos dispositivos de comunicação, capacidade para aquisição de dados e medição, dentre outras.

Com a norma IEC 61850 e a utilização da rede Ethernet, os sinais analógicos e digitais via fiação metálica são substituidos por dados que trafegam na rede de forma ágil e segura.

NORMA IEC - 61850

76

Pacotes de mensagens ou telegramas podem ser enviados pela rede em tempo real como valores amostrados na rede ou mensagens GOOSE, sigla derivada de Generic Object Oriented Substation Event, ou seja, um Evento de Subestação Genérico Orientado a Objeto.

PROTOCOLOS

Conjunto de regras de

comunicação

NORMA IEC - 61850

77

(extensão de arquivo)

A configuração da comunicação baseada na IEC 61850 é descrita através de 04 arquivos XML (eXtensible Markup Language) abaixo: SSD (System Specification Description): Possui a descrição dos dados de todo o sistema e contem o diagrama unifilar da subestação e todos os nós lógicos (funções) alocados; SCD (Substation Configuration Description): Arquivo gerado pela ferramenta de configuração do sistema, contendo as informações configuradas para a comunicação de toda a subestação; ICD (IED Capability Description): Arquivo gerado pela ferramenta de configuração do IED para informar suas características e funções;

CID (Configured IED Description): Arquivo para ser carregado em determinado IED com as configurações habilitadas ou parametrizadas.

NORMA IEC - 61850

78

Tipo 1 – Mensagens rápidas;

Tipo 1A – Trip;

Tipo 2 – Velocidade média;

Tipo 3 – Baixa velocidade;

Tipo 4 – Dados em rajada (raw data) ou SV – sampled values;

Tipo 5 – Transferência de arquivos;

Tipo 6 – Sincronização de tempo.

Tipos de mensagem Tipos de mensagem

NORMA IEC - 61850

79

V E R T I C A L

Horizontal MMS (Manufacturing

Message Specification)

ESTRUTURA DA SCL

'SPAM Confidence Level'

“Nível de confiança de

Spam”

Enviar e postar em

massa

NORMA IEC - 61850

Os 04 arquivos xml!

mensagem eletrônica recebida mas não solicitada pelo usuário 80

Comunicação Física e de Protocolos USB é um link de comunicação que suporta transferência de dados entre computadores e periféricos

NORMA IEC - 61850

81

barramentos e processo na Subestação

NORMA IEC - 61850

82

Smart Grid A Evolução da Automação na descentralização

da produção, medição inteligente,

monitoramento on line de redes de

Distribuição e transmissão – Uma Estratégia

para a Concessionária do futuro.

Smart Grids

83

Países como Canadá, Inglaterra e Alemanha já dispõem de sistemas de “Smart Grids – redes “inteligentes” em várias cidades, o que possibilita e viabiliza a implantação da micro geração e controle de operação on-line de subestações e redes de energia, diminuindo custos e aumentando a confiabilidade da energia entregue ao consumidor.

Smart Grids

84

Visão da Concessionário do Futuro – Smart Grid Smart Grids é a visão do

sistema de T&D de eletricidade do futuro: Concessionária e consumidores obterão retorno através da convergência de transmissão e distribuição de energia e tecnologia da informação, para atingir maior confiabilidade, menores custos de O&M, adiar ampliações (nova capacidade) e aumentar a satisfação do consumidor.

85

Tal evolução requer resistir à armadilha de adotar soluções fáceis e com visão de curto prazo e uma mentalidade de “silo” – sem levar em conta as necessidades das demais partes da rede de transmissão e distribuição e das operações da concessionária.

Confiabilidade

• Sensores • AMI – Medição Avançada

Oportunidades e Facilitadores

86

Eficiência Operacional

Satisfação do Cliente

Meio ambiente

Valores do Acionista

• Gerenciamento Demanda

• Gestão de Interrupções de Energia • Automação da T & D • Gestão de Ativos e Passivos • Serviços ao Consumidor de Valor Adicionado

• Infraestrutura de Comunicação

• Integração de Informações da Empresa

• Suporte Regulatório

• Cultura Corporativa: Abordagem Holística

Smart Grids

Com o uso dos sistemas AMI, os distribuidores de Energia Elétrica, conseguem um significativo aumento de eficiência operacional, melhoria nos serviços prestados, redução de custos de coleta de dados e de corte e religação, redução de perdas e desvios, além de um rápido acesso às informações críticas que o corpo de gerentes precisa para tomar as decisões no dia a dia.

AMI - Automatic Meter Infrastructure É um método para se realizar a coleta de dados e informações de medidores da rede, utilizando-se para tanto, modernos recursos de automação e de meios de comunicação via telefonia, rádio frequência, fibra óptica e celular, como também, utilizando-se dos fios da rede elétrica para envio de informações.

ETIMOLOGIA

87

Principais Benefícios do AMI

Aumento da precisão na leitura;

ETIMOLOGIA

88

Respostas muito rápidas para requisições de informação;

Detecção automática de perdas e desvios;

Informações detalhadas sobre as demandas de todos os pontos da rede, distribuída por faixas horárias configuráveis permitindo à operadora ofertar tarifas diferenciadas por perfil de consumo e possibilitando ao cliente adotar o perfil que melhor se adequar às suas necessidades;

Corte e religação operados remotamente sem a necessidade de deslocamento até o local.

TECNOLOGIAS AMI

Powerline

Fibra óptica

89

90

TECNOLOGIAS AMI – Comunicação Celular

91

• Reduzir DIC e ampliar a Satisfação do Cliente

TECNOLOGIAS AMI - OPGW

92

Cabo opg

• Reduzir DEC e ampliar a Satisfação do Cliente

TECNOLOGIAS AMI

Satélite

93

Gestão de Interrupções de Energia

Sistema de Distribuição

Serviços aos Clientes

Operações de Sistema

Serviços ao Cliente

Infraestrutura de Comunicações

Integração da

Informação

Aplicações usando AMI oferecem benefícios significativos

• Gestão de Ativos - Monitoração da Saúde dos Equipamentos - Inspeção / Manutenção baseadas na Condição • Automação da Distribuição e dos Alimentadores • Gerenciamento da Tensão/Reativos • Gerenciamento da Qual. da Energia • Câmeras de Supervisão

• Planejamento & Projeções • Despacho Econômico • Comutação & Controle

• Detecção e Gestão de Interrupções • Localização e Restauração de Interrupções • Gestão das Equipes de Trabalho / Equipes Móveis

• AMR (Leitura automatizada) • Aperfeiçoamento da Receita • Controle Direto da Carga • Resposta a Demanda • Conexão/Desconexão Remotos • Geração Distribuída

94

On-grid

Gateway Local

• Proteção • Medição • Controle de Carga • Sistemas Comando • Sinalização • Eventos

Home Area Network (HAN)` Medidores Avançados

Acesso Comun. (LAN)

Infraestructura Back Office

Field Collectors/ Aggregators

Conectividade AMI

Comunicação Backhaul (WAN)

Opções incluem: Z-Wave, ZigBee, Bluetooth, HomePlug, WiFi

Opções incluem: WiFi, WiMAX,

Ethernet, PLC, BPL

Opções incluem: Powerline, Wireless, Fibra,

Cabo, Celular, Satélite

Nós Largura de Banda

Wireless ou

Wi-Fi:

95

LAN (Local Área Network) redes de computadores restritas a um local físico.

WAN (Wide Área Network) rede que cobre uma área física maior (rede da internet).

HAN (Home Área network) rede doméstica, que conecta vários computadores e outros dispositivos digitais.

Chaves para o Sucesso •Interoperabilidade dos protocolos de comunicações e Medidores

•Múltiplas opções integradas para transmitir dados ao backbone WAN •Sistema completo de gestão de dados de medição e integração com sistemas corporativos

•Recursos de Segurança - autenticação, criptografia e privacidade dos dados •Capacidade de LAN para acomodar crescimento da HAN

AMI está se tornando uma integração de dispositivos e redes interconectadas, funcionando em harmonia, provendo valor a todos os agentes.

96 96

Automação de Alimentadores possibilitada por AMI

Comunicações AMI/BPL

Controle Integrado Tensão e Reativos

Pow

er F

acto

r

Redução de Demanda durante condições de carga de pico

Flexibilidade Operacional/ Problemas de Carregamento de Endereço

Redução de Perdas Elétricas

Exemplo:Infraestrutura de medição automática

BPL (Banda Larga sobre Rede Elétrica) 97

Automação de SE - Maior parte dos Custos, mas uma pequena parte dos Benefícios !

Poucos têm implantado Arquitetura a nível de Empresa (enterprise level architecture) e infra-estrutura de TI

Subestações, Comunicações, Data Mart (armazém de dados)

..

SCADA SCADA

Data Warehouse

Despachantes

Serviços aos Clientes

Rede Segura SE

Data Mart Subestação

Subestação

AEG P120

Engenharia Planejamento Manutenção

GIS Planejamento

Local Area Network

Exemplo Smart Grid >90% das concessionárias estão implantando IEDs em

Subestações Extraindo apenas 15% dos benefícios; 85% dos benefícios ainda não estão sendo obtidos

Monitoração da Condição, melhora do desempenho, etc.

98

geographic information system grandes volumes de dados

Dados IEC Não-Operacionais ajudam em Gestão de Ativos & Manutenção Baseada na Condição

Melhoram eficiência O&M

MODELO PROBABILÍSTICO DE DESEMPENHO E FALHAS DE EQUIPAMENTO

GESTÃO DE ATIVOS

Histórico - Uso & Meio ambiente

Dados Atualizados de Fabricantes e

Indústria

Histórico - Manutenção

Função de Distribuição de Probabilidade de Falha e

Desempenho de Equipamento

Observações Contínuas da Condição

Sistemas de Alarme & Programação

Observações de Condição Programadas

e provocadas por Eventos

Exemplo Smart Grid:

99

Estendem a vida dos equipamentos

Reduzem número de falhas “catastróficas"

Aperfeiçoam processos de manutenção

Necessidade de uma visão de ponta-a-ponta das “Camadas de Segurança”

Questões-chaves para gerentes de programas AMI devem incluir:

PG Terceiros

Clientes

Turmas

Áreas de maior vulnerabilidade

100

Quais são e onde estão as vulnerabilidades?

Qual é a exposição potencial ao risco?

O que deve ser feito para proteger contra esses riscos?

Rede Residencial

Medidores & Gateways Comunicações

de Acesso

AMI Config & Manutenção

Rede Residencial Cliente

Monitoração, DA, AM

Bi-direcional R/T Acesso

Comunicações Backhaul

Sistemas de Back-Office

& Operacionais

Acesso Externo

aos Dados

Equipamentos Distribuição Equipamentos T&D

Operações Sistema, Gerenciamento de Energia &

DSM

Monitoração SA, DA, AM

Acesso Web

Sistema Gestão

AMI Agregação Vizinhança Sistema Gestão

Dados Medição

Grande utilitário comum.

Comunic. Local

DiskStation Manager

Integração com a infraestrutura computacional da concessionária

SCADA

EMS DMS OMS MDM/S

Billing Call Center

IED IED

Sensores Sensores

Controles Controles

Concentrador Dados UTR

Subestação

Sensores Sensores

Controles

Acesso Comunicações

Meter Meter Meter Meter Meter Meter

Meter Meter Meter Meter Meter Meter

Meter Meter Meter

Concentrador Dados

Fibra ou outro Back Haul DNP3.0 ou outro Protocolo SCADA

Protocolos Baseados em IP

Ativos Distribuição

101

DSM - DiskStation Manager (gerenciamento inteligente Energia)

EMS - Energy Management System Sistema de gestão de energia

OMS- Software de Gestão de Operações

MDM /S – Master Data Management Server

Supervisory control and data acquisition

Pontos de medição

Smart Grid

Benefícios do Projeto – Estudo de Caso

Financeiro

Confiabilidade

• Redução de potência reativa = Redução emissões

• Redução de fluxo de potência reativo

• Manter integridade do controle do sistema de potência

102

• Melhora da eficiência de O&M

• Reengenharia de processos de trabalho

• Reduzir Índice Médio de Duração de Interrupções (DEC) em 10 minutos em circuitos monitorados

• Melhorar a manutenção de componentes chaves do sistema de potência

• Redução emissões = melhora da qualidade do ar

Análise Custo-Benefício

Aumento da Produtividade dos Trabalhadores

Custos de trabalho reduzidos devido a Automação

103

Benefícios podem ser Caracterizados nas seguintes Categorias:

Aumento de Confiabilidade e Qualidade de Serviço

Redução da Duração e Frequência de Falhas (DEC/FEC)

Aumento da Qualidade da Energia

Aumento da Eficiência do Sistema

Redução das Perdas Técnicas

Menor custo do suprimento

Melhora do Processo de Engenharia e Planejamento

Redução/Postergação/Eliminação de Custos de Capital

Melhor gestão de ativos

Evitar aumentos de Capacidade

Outros

Os avanços em sensores, controles, comunicações e aplicações já têm sido e serão cada vez mais significativos, pois:

O intercâmbio de informação entre todos os sistemas da operação, planejamento, engenharia, e clientes serão sem emendas;

Predição de Tecnologia

104

Muitos processos que hoje são disjuntos, serão integrados e automatizados;

Federação de dados proverá uma plataforma de negócio comum;

Novos equipamentos T&D terão módulos de comunicações e monitoração incorporados;

Dispositivos Inteligentes, tais como IEDs, PMUs, medidores digitais, automação da distribuição - proliferarão e serão ampla e economicamente usados;

É necessário desenvolver uma Estratégia de Integração Tecnológica

Predição de Tecnologia

105

RFID de baixo custo serão incluídos facilitando a cadeia de suprimento e gestão de ativos;

Infraestruturas de comunicações em tempo real fornecerão informações e controles em tempo adequado para as Concessionárias e os consumidores;

Redes residenciais se tornarão a norma e não a exceção.

0112/80

Agradecemos pela atenção!

107