Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia

Departamento
de Engenharia Eletrotécnica
Continuidade de Serviço nas Redes de
Distribuição de Energia Elétrica
Trabalho de Projeto apresentado para a obtenção do grau de Mestre em
Automação e Comunicações em Sistemas de Energia
Autor
Valter António Gomes dos Santos
Orientadores
Doutor Adelino Pereira
Doutor Carlos Ferreira
Instituto Superior de Engenharia de Coimbra
Coimbra, Dezembro de 2012
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Agradecimentos
A todos os que de alguma forma contribuíram para o desenvolvimento deste estudo.
A todos, Muito Obrigado.
Valter Santos
i
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Resumo
A rede elétrica de distribuição em Portugal encontra-se em expansão contínua, devido ao
aumento do número de clientes e às alterações dos hábitos de consumo. Este crescimento
é acompanhado pela evolução tecnológica das infraestruturas e equipamentos utilizados.
A energia elétrica é atualmente considerada um bem essencial, sendo por isso de extrema
importância garantir a continuidade de serviço e minimização das interrupções, quer
acidentais, quer por ações de manutenção.
Neste contexto, o projeto realizado visa avaliar a evolução e o desempenho das redes de
distribuição através do estudo das características das redes e da análise dos indicadores de
continuidade de serviço. Pretende-se evidenciar as ações que o Operador da Rede de
Distribuição pode desenvolver, no sentido de melhorar a qualidade de serviço nas redes
de distribuição de energia elétrica. Será apresentada uma investigação feita em contexto
real, desenvolvida numa rede de distribuição de média tensão. Após a identificação dos
problemas reais encontrados neste caso de estudo, apresentam-se as possíveis soluções,
com o objetivo de melhorar a sua fiabilidade e disponibilidade, contribuindo efetivamente
para aumentar a qualidade de serviço.
Palavras-chave:
Redes de Distribuição de Energia Elétrica, Operador da Rede de Distribuição
Continuidade de Serviço, Fiabilidade.
Valter Santos
iii
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Abstract
The electric power distribution network in Portugal is in constant expansion, due to the
raise of the number of customers and to the changes in their consumption habits. This
growth goes along with the technological evolution of the infrastructures and equipment’s
in use.
The electric energy is considered an essential good, so it is extremely important to
guarantee the service continuity and minimize all interruptions, the accidental and the
maintenance actions.
In this context, the present work aims to evaluate the evolution and performance of the
distribution networks, through the study of their characteristics, and the analysis of the
indicators of service quality. We aim to point the actions that the Distribution Network
Operator can develop to improve the service quality in the electric power distribution
networks. This study includes an investigation in a real context, developed in an average
voltage distribution network. After identifying the real problems in the case study, some
possible solutions are pointed, with the purpose of improving it’s reliability and
availability, contributing in an effective way to improve the service quality.
Key-words:
Electric Power Distribution Networks, Distribution Network Operator, Service
Continuity, Reliability
Valter Santos
v
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Índice
Agradecimentos ................................................................................................................................. i
Resumo ............................................................................................................................................ iii
Abstract ............................................................................................................................................ v
Índice .............................................................................................................................................. vii
Índice de figuras .............................................................................................................................. ix
Índice de tabelas .............................................................................................................................. xi
Abreviaturas .................................................................................................................................. xiii
CAPÍTULO I - Introdução ............................................................................................................... 1
1.
Considerações gerais ............................................................................................................ 1
1.1.
Objetivos .......................................................................................................................... 2
1.2.
Estrutura ........................................................................................................................... 3
CAPÍTULO II – Qualidade de serviço da energia elétrica ............................................................... 5
2.
Qualidade da energia elétrica ............................................................................................... 5
2.1.
Normalização.................................................................................................................... 5
2.1.1.
Regulamento de qualidade de serviço .......................................................................... 5
2.1.2.
Norma NP EN50160..................................................................................................... 7
2.2.
Qualidade de serviço ........................................................................................................ 7
2.3.
Principais tipos de perturbações ....................................................................................... 8
2.4.
Continuidade de serviço ................................................................................................. 10
CAPÍTULO III – Redes de distribuição de energia elétrica ........................................................... 13
3.
Caraterização das redes de distribuição .............................................................................. 13
3.1.
Níveis de tensão das redes de distribuição ..................................................................... 14
3.1.1.
Estruturas das redes de distribuição de alta tensão ..................................................... 15
3.1.2.
Estruturas das redes de distribuição de média tensão ................................................. 18
3.1.2.1.
Redes de distribuição de média tensão urbanas...................................................... 19
3.1.2.2.
Redes de distribuição de média tensão rurais ......................................................... 21
3.2.
Supervisão e controlo das redes de distribuição ............................................................. 21
3.3.
Sistemas de proteção das redes de distibuição de média tensão ..................................... 25
3.4.
Automação e telecomando das redes de distribuição de média tensão........................... 27
3.4.1.
Automatismo de religação e automatismo VT (Voltage-Time) ................................. 27
3.4.2.
Órgãos de corte de rede telecomandados ................................................................... 29
Valter Santos
vii
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
CAPÍTULO IV – Desempenho das redes de distribuição de média tensão ................................... 35
4.
Incidentes ........................................................................................................................... 35
4.1.
Tipos de incidentes ........................................................................................................ 36
4.2.
Causas dos incidentes .................................................................................................... 38
4.3.
Desempenho das redes ................................................................................................... 40
4.4.
Causas das ocorrências acidentais.................................................................................. 47
4.5.
Medidas de melhoria da continuidade de serviço .......................................................... 48
4.5.1.
Utilização adequada dos materiais e equipamentos ................................................... 48
4.5.2.
Manutenção preventiva .............................................................................................. 49
4.5.3.
Trabalhos realizados em tensão ................................................................................. 50
4.5.4.
Planeamento das redes ............................................................................................... 51
CAPÍTULO V – Caso de estudo .................................................................................................... 53
5.
Caso de estudo ................................................................................................................... 53
5.1.
Descrição e objetivo ....................................................................................................... 53
5.2.
Caraterização da rede de média tensão em estudo ......................................................... 53
5.2.1.
5.3.
Incidentes registados na rede de média tensão em estudo ......................................... 58
Identificação dos cenários .............................................................................................. 62
5.3.1.
Cenário I..................................................................................................................... 63
5.3.2.
Cenário II ................................................................................................................... 71
5.3.3.
Cenário III .................................................................................................................. 80
CAPÍTULO VI – Conclusões ........................................................................................................ 87
6.
6.1.
Conclusões ......................................................................................................................... 87
Perspetivas de trabalhos futuros ..................................................................................... 89
Referências bibliográficas .............................................................................................................. 91
ANEXOS .........................................................................................................................................A
Anexo I - Indicadores de continuidade de serviço.......................................................................A
Anexo II - Qualidade de serviço técnico ..................................................................................... E
Valter Santos
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Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Índice de figuras
Figura 1 - Perturbações e suas durações ........................................................................................... 8
Figura 3 - Cadeia de valor do setor elétrico ................................................................................... 13
Figura 4 - Rede de distribuição de alta tensão do tipo malhada (anel) ........................................... 16
Figura 5 - Rede de distribuição de alta tensão do tipo radial (urbana) ........................................... 17
Figura 6 - Rede de distribuição de alta tensão do tipo radial (rural) .............................................. 18
Figura 7 - Rede de distribuição de média tensão em fuso .............................................................. 19
Figura 8 - Rede de distribuição de média tensão em espiga ........................................................... 20
Figura 9 - Rede de distribuição de média tensão em anel .............................................................. 20
Figura 10 - Quadro sinótico do sistema SCADA ........................................................................... 23
Figura 11 - Representação gráfica do processo de funcionamento de localização de defeitos ...... 25
Figura 12 - Princípio do funcionamento do automatismo VT ........................................................ 28
Figura 13 - IAR instalado na rede distribuição de média tensão .................................................... 30
Figura 14 - OCR1 instalado na rede de distribuição e pormenor do seu indicador de estado ........ 31
Figura 15 – OCR2 instalado na rede de distribuição de média tensão ........................................... 32
Figura 16 - DAR instalado na rede de distribuição de média tensão.............................................. 33
Figura 17 - Fases de análise do incidente. ...................................................................................... 35
Figura 18 - Tipos de incidentes por nível de tensão. ...................................................................... 37
Figura 19 – Principais causas dos incidentes que ocorrem nas redes de distribuição de energia. .. 39
Figura 20 - Distribuição das interrupções acidentais ao longo dos dias 27 e 28 de fevereiro de
2010 por DRC ........................................................................................................................ 40
Figura 21 - Balanço da qualidade de serviço das redes de distribuição de média tensão,
interrupções acidentais e previstas ......................................................................................... 42
Figura 22 - Evolução da energia não distribuída nas redes de distribuição de média tensão ......... 43
Figura 23 - Evolução do tempo interrupção equivalente por potência instalada nas redes de
distribuição de média tensão .................................................................................................. 44
Figura 24 - Evolução da duração média das interrupções do sistema nas redes de distribuição de
média tensão. ......................................................................................................................... 44
Figura 25 - Evolução da frequência média de interrupções do sistema nas redes de distribuição de
média tensão. ......................................................................................................................... 45
Figura 26 - Evolução da indisponibilidade do sistema (ASUI) nas redes de distribuição de média
tensão. .................................................................................................................................... 46
Valter Santos
ix
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 27 - Evolução dos indicadores de continuidade de serviço nas redes de distribuição de
média tensão. ......................................................................................................................... 46
Figura 28 - Causas da energia não distribuída nas redes de distribuição de média tensão ............ 47
Figura 29 - Isolador instalado em zona marítima........................................................................... 48
Figura 30 - Queda de linhas devido ao vento................................................................................. 48
Figura 31 - Resultado da análise termográfica............................................................................... 49
Figura 32 - Dispositivos anti nidificação e proteção de condutores .............................................. 50
Figura 33 - Exemplo da deteção de defeitos nos isoladores .......................................................... 50
Figura 34 - Substituição de seccionador ........................................................................................ 51
Figura 35 - Limpeza de isoladores ................................................................................................. 51
Figura 36 - Sistema Spacer Cable .................................................................................................. 52
Figura 37 - Características e esquema geográfico da LMT1 ......................................................... 54
Figura 38 - Características e esquema geográfico da LMT2 e da LMT3 ...................................... 56
Figura 39 - Características e esquema geográfico da LMT4 e da LMT5 ...................................... 57
Figura 40 - Características e esquema geográfico da LMT6. ........................................................ 58
Figura 41 - Tempo de interrupção equivalente da potência instalada por instalação..................... 59
Figura 42 - Distribuição das causas dos incidentes de longa duração. .......................................... 60
Figura 43 – Alteração proposta ao esquema geográfico da LMT1. ............................................... 64
Figura 44 - Esquema geográfico da LMT1 com proposta de localização dos OCR’s ................... 71
Figura 45 - Tempo de reposição de serviço por instalação afetada no incidente da SE A............. 73
Figura 46 - Esquema geográfico da rede com indisponibilidade da SE A, resultado do trânsito de
potências com as limitações da rede...................................................................................... 75
Figura 47 - Esquema geográfico da rede com a interligação proposta entre a LMT2 e a LMT6 .. 77
Figura 48 - Esquema geográfico da rede com indisponibilidade da SE A, resultado do trânsito de
potências com a nova interligação entre a LMT2 e a LMT6. ............................................... 79
Figura 49 - Fluxograma da análise dos incidentes de curta duração.............................................. 80
Figura 50 - Zona de defeito fase-terra na LMT1 ........................................................................... 82
Figura 51 - Defeito fase-terra na LMT1, filaça danificada ............................................................ 82
Figura 52 - Zona de defeito fase-fase na LMT4 ............................................................................ 83
Figura 53 - Zona de defeito fase-fase na LMT1 ............................................................................ 83
Figura 54 - Aves pousadas nos condutores elétricos da LMT4 ..................................................... 84
Figura 55 - Aves pousadas nos condutores elétricos no traçado constituído pelos dois ternos .... 84
Figura 56 - Instalação de dispositivos para a proteção de avifauna na LMT6 ............................... 85
Figura 57 - Instalação de dispositivos para a proteção de avifauna na LMT1. .............................. 85
Valter Santos
x
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Índice de tabelas
Tabela 1 - Valores padrão dos indicadores gerais .......................................................................... 11
Tabela 2 - Valores padrão dos indicadores individuais .................................................................. 12
Tabela 3 - Caracterização das redes de distribuição em 1980 e 2008 ............................................ 15
Tabela 4 - Incidentes na rede em estudo no período de janeiro de 2010 a setembro de 2012. ....... 59
Tabela 5 - Descrição dos incidentes de longa duração que ocorreram na LMT1. .......................... 61
Tabela 6 - Descrição dos incidentes de longa duração que ocorreram na LMT4 ........................... 62
Tabela 7 - Comparação da continuidade de serviço entre a LMT1 e LMT4 no período de janeiro a
setembro de 2012. .................................................................................................................. 64
Tabela 8 - Parâmetros da LMT1 no período de janeiro de 2010 a setembro de 2012. ................... 69
Tabela 9 - Benefício referente ao ganho da energia não fornecida e o custo unitário do
equipamento tipo OCR2. ....................................................................................................... 69
Tabela 10 - Resultado económico do projeto de investimento efetuado para instalação de OCR's
na LMT1. ............................................................................................................................... 70
Tabela 11 - Instalações inicialmente afetadas pelo incidente na SE A........................................... 72
Tabela 12 - Características das linhas de média tensão em condições de ponta. ........................... 74
Tabela 13 - Violações dos limites de tensão na rede com indisponibilidade da SE A, trânsito de
potências com as limitações da rede. ..................................................................................... 74
Tabela 14 – Manobras de reconfiguração da rede de média tensão com a nova interligação entre a
LMT2 e a LMT6, trânsito de potências com indisponibilidade da SE A. ............................. 78
Tabela 15 - Incidentes de curta duração que ocorreram na rede durante o mês de agosto. ............ 81
Tabela 16 - Dispositivos para a proteção de avifauna ................................................................... 84
Valter Santos
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Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Abreviaturas
AT
Alta Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kV e igual
ou inferior a 110 kV)
BT
Baixa Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a
1kV)
CS
Continuidade de Serviço
DGEG
Direcção-Geral de Energia e Geologia
DPLAN
Distribution Planning
EDP
Energias de Portugal
EN
European Norm
END
Energia Não Distribuída
ERSE
Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
IEEE
Institute of Electrical and Electronics Engineers
MAIFI
Momentary Average Interruption Frequency Index
MAT
Muito Alta Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a …..
110 kV)
MT
Média Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e
igual ou inferior a 45 kV)
NP
Norma Portuguesa
OCR
Órgão de Corte de Rede
ORD
Operador da Rede de Distribuição
PCS
Posto de Corte e Seccionamento
PTC
Posto de Transformação de Cliente (particular)
PTD
Posto de Transformação da Rede de Distribuição (serviço público)
QEE
Qualidade de Energia Elétrica
REN
Rede Elétrica Nacional
RQS
Regulamento da Qualidade de Serviço
SAIDI
System Average Interruption Duration Index
SAIFI
System Average Interruption Frequency Index
SCADA
Supervisory Control and Data Acquisition
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Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
SE
Subestação
TET
Trabalhos em Tensão
TIEPI
Tempo de Interrupção Equivalente da Potência Instalada
TP
Transformador de Potência
Valter Santos
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Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
CAPÍTULO I - Introdução
1. Considerações gerais
A energia elétrica é fundamental para o bem-estar da sociedade, sendo o seu fornecimento
considerado um Serviço Público da responsabilidade do Governo, através de empresas
concessionárias, públicas ou privadas. A energia elétrica possui características que a
diferenciam de outras formas de energia, não pode ser armazenada na rede, não possui uma
individualidade própria, não flui nas linhas de transmissão necessariamente no percurso mais
desejável, e a oferta deve continuamente igualar a procura, sendo simultaneamente um bem
(energia) e um serviço (transporte, distribuição e operação do sistema).
Além do facto de a energia elétrica não poder ser armazenada na rede, a procura, expressa
pelo diagrama de carga, varia ao longo do dia e do ano. Assim, é necessário dispor de um
leque diversificado de tecnologias no setor elétrico, e é necessária alguma potência
excedentária, de forma a responder às variações de consumo inesperadas ou indisponibilidade
de equipamentos por avaria ou manutenção. Além disso, a operação do setor elétrico é
responsável por serviços constantes na rede, que assegurem a elevada qualidade de serviço
exigida pelos clientes.
À semelhança de outros setores regulados (gás, telecomunicações), o setor elétrico foi
profundamente reestruturado, com o objetivo de criar um mercado competitivo. A evolução
para uma economia de mercado concorrencial obrigou à separação dos vários setores de
atividade: produção, transporte, operação, distribuição e comercialização. Estes setores de
atividade passaram a ser executados por diversos agentes independentes.
Estas frequentes alterações, incluindo a reformulação e entrada em vigor da nova legislação,
têm contribuído para uma melhoria significativa da atividade de distribuição. É importante
salientar que, atualmente, a informação sobre o desempenho das redes de distribuição é
facilmente acessível a todos os seus intervenientes, permitindo uma constante análise e
avaliação.
Valter Santos
1
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
De modo a manter as atividades do setor elétrico abertas à entrada de novos operadores em
regime de mercado, foi separada a atividade de distribuição da atividade de comercialização
de energia elétrica. Enquanto a distribuição veicula a energia nas condições técnicas
adequadas através de redes, a comercialização assegura os procedimentos comerciais
inerentes à venda a grosso e a retalho de energia elétrica.
A Rede Nacional de Distribuição é constituída pelas redes de distribuição de alta tensão, redes
de distribuição de média tensão e redes de distribuição de baixa tensão. É operada através de
uma concessão exclusiva atribuída pelo Estado Português, a uma subsidiária do grupo EDP, a
EDP Distribuição, conforme o artigo n.º70 do Decreto-Lei 29/2006. Os termos da concessão
estão estabelecidos nos Decreto-Lei 172/2006.
O estudo realizado centra-se nas redes de distribuição de Portugal Continental, onde a
concessão está atribuída à EDP Distribuição, e que será designada no âmbito deste trabalho
como Operador da Rede Distribuição.
Alguma informação contida neste estudo foi disponibilizada pelo Operador da Rede de
Distribuição pelo que, por motivos de confidencialidade foi mantida de forma anónima e sem
identificação das instalações.
1.1. Objetivos
Este projeto visa apresentar o estudo da regulamentação relativa ao setor da energia elétrica e
das principais entidades envolvidas na sua distribuição, e proceder à caracterização das Redes
de Distribuição de Energia Elétrica.
Como principal objetivo, pretende-se avaliar o desempenho da rede de distribuição de média
tensão em Portugal, recorrendo à investigação dos incidentes ocorridos nas redes e ao estudo
da evolução dos principais indicadores de continuidade de serviço nos últimos anos.
Complementa-se este projeto com a apresentação de um caso real. Pretende-se identificar as
restrições e limitações na rede de distribuição de média tensão através do histórico dos
Valter Santos
2
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
incidentes, e apresentar possíveis soluções, a fim de melhorar a sua fiabilidade e
disponibilidade.
1.2. Estrutura
O presente trabalho apresenta-se dividido em seis capítulos com o seguinte desenvolvimento:
No capítulo 1 é feita uma introdução ao tema, descrevem-se os objetivos e a estrutura do
trabalho desenvolvido.
O capítulo 2 descreve os conceitos e definições relativos à qualidade de energia elétrica, e
analisa o enquadramento regulamentar das perturbações que ocorrem nas redes de distribuição
de energia elétrica.
No capítulo 3 são caracterizadas as redes de distribuição de alta e média tensão, descrevendose as principais estruturas, a supervisão e o controlo, a automação e telecomando e os sistemas
de proteção.
No capítulo 4 são apresentados dados associados ao desempenho das redes de distribuição de
média tensão, através do estudo dos incidentes e dos indicadores de continuidade de serviço
no período de 2004 a 2011.
No capítulo 5 é apresento o caso de estudo de uma rede de média tensão. É apresentada uma
caracterização da rede evidenciando alguns dos incidentes que ocorreram. Com o
reconhecimento das limitações existentes na rede, são identificadas medidas que o Operador
da Rede de Distribuição deve adotar para melhorar o serviço prestado aos clientes.
Por fim o capítulo 6, apresenta uma síntese do trabalho realizado e as principais conclusões
obtidas.
Valter Santos
3
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
CAPÍTULO II – Qualidade de serviço da energia elétrica
2. Qualidade da energia elétrica
Este capítulo é dedicado à qualidade da energia elétrica, apresentando alguns conceitos e
definições, bem como o enquadramento regulamentar para as perturbações ocorridas nas
redes de distribuição de energia elétrica.
2.1. Normalização
O Operador da Rede de Distribuição tem como principal responsabilidade a melhoria da
qualidade de serviço no setor elétrico, estando definidos os seus deveres e obrigações para
com os clientes, e vice-versa. Assim, estão instituídas normas e regulamentos que respeitam
três aspetos fundamentais:
Terminologia – Definição dos conceitos relativos à qualidade da energia elétrica. A
normalização de conceitos e técnicas de medição dos diversos parâmetros de qualidade da
energia elétrica facilita a comunicação entre os diversos protagonistas, como Operador da
Rede de Distribuição, fabricantes de equipamento, empresas do setor elétrico e clientes.
Características nominais – Existem normas que definem as características nominais do
produto disponibilizado e respetivas tolerâncias. Em Portugal, nas redes de distribuição de
baixa tensão, a tensão deve ser sinusoidal, com a frequência de 50 Hz e valor eficaz de 230 V
entre fase e neutro.
Limites máximos para as perturbações – Este é o objetivo final de uma norma de qualidade
de energia elétrica, que em caso de incumprimento acarreta penalizações (EDP, 2005).
2.1.1. Regulamento de qualidade de serviço
O principal instrumento de normalização da qualidade de energia elétrica em Portugal é o
Regulamento de Qualidade de Serviço. Este regulamento estabelece um quadro de
relacionamento entre os operadores de rede do setor elétrico e o consumidor (cliente), fornece
Valter Santos
5
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
enquadramento legislativo às normas existentes, determina as penalidades pelo seu não
cumprimento e estabelece os padrões de qualidade de atendimento e serviço comercial ao
cliente.
Este regulamento com aplicação ao setor elétrico de Portugal Continental, foi publicado pela
primeira vez a 23 de junho de 2000, no Despacho n.º 12 917 – A/2000 (2ª série), ficando
prevista a sua revisão de dois em dois anos. Teve uma primeira revisão a 5 de fevereiro de
2003, através do Despacho nº 2410 A/2003 (2ª série). Durante o ano de 2005, sob a
responsabilidade da Direção Geral de Geologia e Energia (DGGE), decorreu um processo de
revisão do regulamento, do qual resultou a publicação do Despacho n.º 5255/2006, de 8 de
março, que se encontra atualmente em vigor (ERSE, 2012).
Segundo o regulamento, quanto à sua natureza, os padrões de qualidade podem ser de
natureza geral quando se referem à rede explorada pelo Operador da Rede de Transporte, à
rede ou zona de rede explorada por um Operador da Rede de Distribuição ou a um conjunto
de clientes. Podem também ser de natureza individual, quando se referem a cada uma das
instalações elétricas dos clientes.
Os padrões de qualidade de serviço, a cumprir pelo Operador da Rede de Distribuição, podem
variar de acordo com as zonas geográficas. A classificação destas zonas é estabelecida da
seguinte forma (DGEG, 2006):
Zona A – capitais de distrito e localidades com mais de 25 mil clientes;
Zona B – localidades com um número de clientes compreendido entre 25000 e 2500;
Zona C – restantes locais;
Nesta classificação, os padrões de qualidade da Zona A são os mais exigentes e os da zona C
os menos exigentes. Segundo o Regulamento da Qualidade de Serviço, o Operador da Rede
de Distribuição deve caracterizar a continuidade das redes por zona geográfica (A, B e C) e
por nível de tensão (MT e BT).
Valter Santos
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Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
2.1.2. Norma NP EN50160
A qualidade da onda de tensão nos pontos de entrega aos consumidores deve ser caracterizada
segundo a norma NP EN 50160:2001, obrigando o Operador da Rede de Distribuição a
monitorizar diversas instalações para verificar as características da tensão.
Na norma NP EN 50160 é caracterizada a qualidade da onda de tensão, estabelecida em 1995,
com o objetivo de definir o que se considera como perturbações e estabelecer limites para as
mesmas. Esta norma descreve as características principais da tensão de alimentação numa
rede de distribuição de média o baixa tensão, no ponto de entrega ao cliente e em condições
de exploração normais. Esta norma que se encontra em vigor não é aplicada nas seguintes
situações (IPQ, 2001):
- Funcionamento em situações de avaria, trabalhos de construção ou manutenção da
rede;
- Condições excecionais, independentes da vontade dos intervenientes: más condições
climatéricas, decisões oficiais e casos de força maior.
2.2. Qualidade de serviço
O sector elétrico deve apresentar níveis de qualidade de serviço que permitam o bem-estar e
satisfação das necessidades da população, e contribuam para o desenvolvimento competitivo
das atividades económicas. A qualidade de serviço baseia-se em duas componentes (ERSE,
2012):
Qualidade de serviço de natureza técnica
- Qualidade da onda de tensão e das características da forma da tensão alternada.
A onda de tensão é caracterizada pela sua forma, amplitude, frequência e simetria no
sistema trifásico. A avaliação da qualidade é feita considerando as suas principais
características.
- Continuidade de serviço e fiabilidade do fornecimento de energia elétrica. Na
avaliação da continuidade de serviço considera-se o número e duração das
interrupções.
Valter Santos
7
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Qualidade de serviço de natureza comercial
- Relação entre os operadores de rede ou comercializadores e os seus clientes. Está
relacionada com a qualidade do atendimento e a capacidade de resposta em tempo útil
às solicitações dos clientes.
2.3. Principais tipos de perturbações
O sistema trifásico de tensões é caracterizado por três tensões sinusoidais com frequência e
amplitude constante e desfasadas de 120˚ no tempo. A forma da onda de tensão nem sempre é
ideal, e a sua variação de forma poderá originar perturbações nas instalações elétricas. As
principais perturbações de qualidade de energia elétrica são: cavas de tensão, sobretensões
transitórias, desequilíbrio de tensões, distorção harmónica, tremulação (flicker) e interrupções
breves e longas (EDP, 2005). A Figura 1 destaca a relação entre a tensão e a duração das
perturbações.
Tensão
Transitórios
Sobretensões
110 %
100 %
90 %
Flutuações de tensão
Flutuações de tensão
Cavas
de
tensão
1%
Abaixamentos de
tensão
Interrupções breves
10 ms
1 min
Interrupções longas
3 min
Duração
Figura 1 - Perturbações e suas durações(Figueiredo, 2008).
Cava de tensão - Diminuição brusca da tensão de alimentação para um valor situado entre
90% e 1% da tensão declarada ou da tensão de referência, seguida do restabelecimento da
tensão depois de um curto espaço de tempo. Por convenção, uma cava dura entre 10
milissegundos a 1 minuto. As cavas de tensão podem ser causadas por operações de manobra,
arranques de motores, trânsito de correntes de defeito, descargas atmosféricas, etc. Podem ter
uma origem muito diversificada.
Valter Santos
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Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Sobretensão transitória - Variação muito rápida do valor da tensão. A amplitude da tensão
pode atingir valores muito elevados durante alguns microssegundos. Na origem das
sobretensões estão principalmente as descargas atmosféricas e as manobras inerentes da
exploração da rede de distribuição. Estas perturbações podem causar a destruição de
equipamentos eletrónicos, interferências eletromagnéticas e erros no processamento de dados.
Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões – Variação das tensões de um sistema trifásico
de modo a que as amplitudes das tensões de fase e/ou os desfasamentos entre elas não sejam
iguais. A assimetria de cargas monofásicas no sistema trifásico e as linhas aéreas não
transpostas são responsáveis pela maioria dos desequilíbrios. Este desequilíbrio vai afetar
principalmente as máquinas trifásicas rotativas devido ao aparecimento de uma componente
de sequência inversa no sistema de tensões.
Distorção harmónica - Deformação da onda de tensão ou da onda de corrente sinusoidal,
podendo decompor-se numa série de amplitudes e fases diferentes com frequências múltiplas
da componente fundamental. Atualmente são muito utilizadas cargas com fontes de
alimentação comutadas: computadores, variadores de velocidade, balastros eletrónicos, entre
outras, sendo as cargas não lineares, responsáveis pela deformação da onda sinusoidal. As
harmónicas têm impactos muito negativos em motores, produzem binários pulsantes
responsáveis pela vibração das máquinas, originam perdas suplementares (devido às correntes
de Foucault) diminuindo a eficiência dos motores. Nos sistemas informáticos poderão
aumentar os erros na transmissão de dados, reduzindo as velocidades de comunicação. Na
indústria podem provocar erros de medida em aparelhos com determinação do valor médio.
Tremulação (flicker) - Sensação de instabilidade visual provocada por um estímulo
luminoso, cuja repartição espectral flutua no tempo. As cargas que consomem correntes
elevadas e bastante variáveis (fornos a arco, motores) são responsáveis pelo aparecimento da
tremulação na rede (EDP, 2005).
Interrupção - Situação em que o valor eficaz da tensão de alimentação no ponto de entrega é
inferior a 1% da tensão declarada, dando origem a cortes de consumo nos clientes. As
interrupções estão divididas em vários tipos (EDP, 2005):
Valter Santos
9
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Interrupção breve – interrupção com duração igual ou inferior a três minutos.
Interrupção longa – interrupção com uma duração superior a três minutos.
Interrupção prevista – interrupção do fornecimento de energia elétrica quando os
clientes são informados com antecedência, para permitir a execução de trabalhos programados
na rede.
Interrupção acidental – interrupção do fornecimento de energia elétrica provocada
por defeitos permanentes ou transitórios, na maior parte das vezes ligada a acontecimentos
externos, avarias ou interferências. Estão relacionadas com aparecimento de defeitos na rede
elétrica, provocados por condições atmosféricas adversas, acidentes rodoviários, queda de
árvores, degradação de materiais, defeitos de isolamento ou ações humanas.
2.4. Continuidade de serviço
O fornecimento de energia elétrica, assim como a prestação do serviço de transporte e
distribuição podem sofrer interrupções programadas (previstas) ou acidentais (imprevistas).
A continuidade de serviço é caracterizada por indicadores gerais e individuais, calculados a
partir do registo de incidentes ocorridos nas redes de transporte e distribuição durante o
período de análise. Estes indicadores permitem avaliar o desempenho das redes do ponto de
vista da continuidade de serviço proporcionada aos clientes. Revelam tendências e permitem
definir objetivos e valores eventualmente impostos pelas entidades reguladoras.
A análise destes indicadores permite identificar zonas críticas da rede, e implementar planos
de melhoria da qualidade de serviço. A partir dessa análise é possível realizar estudos com o
objetivo de identificar soluções alternativas para novas obras ou obras de expansão, avaliando
a viabilidade dos novos investimentos. Os Operadores das Redes de Transporte e Distribuição
procederão, em cada ano civil, à caracterização da continuidade de serviço, devendo, para o
efeito, determinar os seguintes indicadores gerais e individuais e considerando apenas as
interrupções de longa duração1 (DGEG, 2006).
Indicadores gerais das redes de transporte
1
Duração superior a três minutos.
Valter Santos
10
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
ENF - Energia não fornecida, em megawatts-hora (MWh);
TIE - Tempo de interrupção equivalente, em minutos;
SAIFI - Frequência média das interrupções do sistema;
SAIDI - Duração média das interrupções do sistema, em minutos;
SARI - Tempo médio de reposição de serviço do sistema, em minutos;
Indicadores gerais das redes distribuição de média tensão
Para redes de distribuição de média e baixa tensão, agrupadas segundo a classificação das
zonas referidas, com divisão dos índices por interrupções programadas e acidentais:
TIEPI - Tempo de interrupção equivalente da potência instalada, em horas por ano;
SAIFI - Frequência média das interrupções do sistema;
SAIDI - Duração média das interrupções do sistema, em minutos;
END - Energia não distribuída, em megawatts-hora (MWh).
Indicadores gerais das redes de baixa tensão
SAIFI - Frequência média das interrupções do sistema;
SAIDI - Duração média das interrupções do sistema, em minutos.
No cálculo destes indicadores, são consideradas todas as interrupções com origem nas redes
de alta, média e baixa tensão do respetivo operador, sendo excluídas as que têm origem e
efeito apenas na instalação do cliente. Os indicadores gerais para as redes de média e de baixa
tensão não deverão exceder os valores anuais apresentados na Tabela 1.
Tabela 1 - Valores padrão dos indicadores gerais (DGEG, 2006).
Indicadores
SAIFI (número)
SAIDI (horas)
TIEPI (horas)
Zona
Valores máximos Valores máximos
geográfica
média tensão
baixa tensão
A
3
3
B
6
6
C
8
8
A
3h
4h
B
5h
7h
C
10 h
12 h
A
2h
B
4h
C
10 h
-
Indicadores individuais
Valter Santos
11
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Nas redes de transporte e distribuição calculam-se dois indicadores individuais:
NI – número total de interrupções longas acidentais verificadas num ponto de entrega, num
determinado período;
DI - duração total das interrupções longas acidentais verificadas num ponto de entrega, num
determinado período, em minutos.
Em termos da continuidade do fornecimento de energia elétrica, as interrupções acidentais
longas não deverão exceder, em número e duração, por ponto de entrega a clientes, os valores
padrão da Tabela 2:
Tabela 2 - Valores padrão dos indicadores individuais (DGEG, 2006).
Tipo de rede
Tipo de zona
Redes de Muito Alta Tensão Zona A, B, C
Redes de Alta Tensão
Zona A, B, C
Zona A
Redes de Média Tensão
Zona B
Zona C
Zona A
Redes de Baixa Tensão
Zona B
Zona C
Nº de
interrupções/ano
Duração
horas/ano
3
8
8
16
25
12
21
30
0,75
4
4
8
16
6
10
20
No cálculo dos indicadores individuais e gerais são excluídas as interrupções de fornecimento
de energia elétrica motivadas por casos fortuitos ou de força maior; razões de interesse
público, razões de serviço, razões de segurança, facto imputável ao cliente e acordo com o
cliente.
Todos estes indicadores individuais e gerais são obrigatórios e estão no Regulamento de
Qualidade de Serviço, existindo limites impostos que, em caso de incumprimento por parte
dos operadores, dão ao cliente o direito a compensação (DGEG, 2006).
No Anexo 1 estão disponíveis mais detalhes associados aos indicadores obrigatórios e um
conjunto de indicadores não definidos no regulamento de qualidade de serviço, que podem ser
utilizados pelos Operadores das Redes de Transporte e Distribuição para identificar eventuais
falhas nas suas redes e analisar a possibilidade de futuras melhorias.
Valter Santos
12
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
CAPÍTULO III – Redes de distribuição de energia elétrica
3. Caraterização das redes de distribuição
O setor elétrico em Portugal está dividido em cinco atividades principais: produção,
transporte, distribuição, comercialização e operação dos mercados organizados de
eletricidade. A Figura 2 apresenta os principais intervenientes na cadeia de valor do setor
elétrico.
Figura 2 - Cadeia de valor do setor elétrico. (REN, 2012)
A atividade de distribuição de energia elétrica é efetuada através da exploração das redes de
distribuição, constituídas por infraestruturas adequadas para alta, média e baixa tensão.
Atualmente, as redes de distribuição de alta e média tensão em Portugal, são operadas por
concessão exclusiva atribuída pelo Estado Português à EDP Distribuição, até 2043 (Torres,
2012). Com esta concessão o Operador da Rede de Distribuição tem como principais
responsabilidades:
Valter Santos
13
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
- Planeamento, construção, operação e manutenção da rede nacional de distribuição;
- Cumprimento do regulamento de qualidade de serviço e outros requisitos normativos;
- Fornecimento de serviços aos comercializadores.
O atual capítulo pretende descrever as principais caraterísticas das redes de distribuição de
alta e média tensão, identificando as estruturas mais utilizadas.
3.1. Níveis de tensão das redes de distribuição
O desenvolvimento das redes de distribuição visa obter uma melhoria da eficiência energética
e económica, quer pela redução da energia de perdas, quer pela melhoria da qualidade técnica
de serviço prestado aos clientes, respeitando as condições regulamentares de segurança de
pessoas e bens.
A coexistência de diferentes níveis de tensão numa mesma zona acarreta alguns problemas e
limitações no planeamento e exploração de redes:
- Para a interligação entre duas redes com níveis de tensão diferentes, seria necessário a
construção de uma subestação MT/MT, o que seria uma solução dispendiosa.
- Existem limitações de falha de reserva N -1 que poderiam ser facilmente resolvidas se
os níveis de tensão fossem iguais.
- Existência de subestações AT/MT1/MT2, esta infraestruturas com dois níveis na média
tensão são mais dispendiosas e têm encargos de exploração mais elevados.
- Existência de um risco acrescido de interrupção prolongada de fornecimento de
energia elétrica, no caso de falha total da instalação de alimentação.
De forma a reduzir estes inconvenientes tem-se procurado ao longo dos anos diminuir os
níveis de tensão, tendo sido convertidas ou desativadas algumas redes dos níveis de tensão
menos representativos. Na Tabela 3 constata-se que os níveis de tensão 3 kV, 4 kV, 5 kV e
40 kV deixaram de fazer parte das redes de distribuição.
Valter Santos
14
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Tabela 3 - Caracterização das redes de distribuição em 19802 e 2008, adaptado de (EDP, 2010b).
Redes de
Redes de
Nível de tensão distribuição
distribuição
em 1980 (km) em 2008 (km)
MT
AT
3 kV
4 kV
5 kV
6 kV
10 kV
15 kV
30 kV
40 kV
60 kV
> 60 kV
Total
1
5
319
982
3.005
14.218
9.100
81
3.756
181
31.649
0
0
0
74
5.577
37.516
24.299
0
8.425
66
75.957
Atualmente, nas redes de distribuição de média tensão os níveis de tensão mais utilizados são
10 kV, 15 kV e 30 kV. Ainda é utilizado o nível de tensão de 6 kV em redes de distribuição
mais antigas, mas estas redes elétricas têm vindo a ser progressivamente convertidas para os
outros níveis de tensão.
Grande parte das redes de distribuição de alta tensão utiliza o nível de tensão de 60 kV, desde
as subestações injetoras MAT/AT da rede nacional de transporte até às subestações de
distribuição AT/MT.
3.1.1. Estruturas das redes de distribuição de alta tensão
A rede de distribuição de alta tensão é responsável por elevados fluxos de potência, que
abrange geralmente duas, três ou mais subestações AT/MT. Em situações de ponta e em zonas
de maior densidade, podem atingir-se valores acima dos 80 MVA por linha de alta tensão.
Com estes valores de trânsito de potências tornam-se importantes dois aspetos nas estruturas
destas redes: possibilidade de configuração de socorro (redes malhadas ou bi-alimentadas) e a
tipologia em regime normal de exploração (exploração radial, ou em malha fechada).
2
A Tabela 3 não reflete a totalidade das redes de distribuição existentes no país, já que em 1980 nem todas as
redes de distribuição pertenciam à EDP.
Valter Santos
15
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Pela importância e valor das cargas que alimentam, as redes de alta tensão são normalmente
do tipo malhadas, permitindo que as subestações AT/MT disponham de alimentações
alternativas em caso de falha da alimentação normal. Estas malhas podem ser em redor de um
injetor MAT/AT, ou interligando injetores diferentes. As redes do tipo malhadas são
geralmente exploradas de forma radial, com linhas abertas numa extremidade.
Com a evolução e melhoria dos sistemas de proteção, estas redes evoluem tendencialmente
para permitir a exploração em malha fechada, tendo como principais vantagens a eliminação
de interrupções e redução de perdas na cadeia de distribuição. A Figura 3 apresenta a estrutura
para uma rede de distribuição de alta tensão do tipo malhada interligando dois pontos
injetores.
Figura 3 - Rede de distribuição de alta tensão do tipo malhada (anel). (EDP, 2010)
As redes com esta tipologia devem estar dimensionadas com reserva suficiente para
garantirem a alimentação das cargas quando falha uma das linhas, assim a reserva N -1 é
assegurada automaticamente em caso de falha de uma das linhas do anel.
As redes de distribuição radiais são constituídas por cabos subterrâneos, ou por linhas aéreas,
que alimentam em antena as subestações AT/MT. Não existe qualquer interligação que
permita uma alimentação alternativa no mesmo nível de tensão. As redes de distribuição de
alta tensão da tipologia radial podem ser divididas em dois tipos: rede radial urbana e rede
radial rural.
Nas redes radiais urbanas com elevada densidade de carga e com espaço limitado para a
construção de subestações, o esquema eficaz da rede de distribuição AT consiste em
Valter Santos
16
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
subestações sem barramento AT, com um ou dois transformadores AT/MT diretamente
alimentados a partir de um posto de corte AT, que na maioria dos casos é o andar AT do
ponto injetor MAT/AT. Nesta tipologia de rede, existe uma grande concentração de potência
numa única instalação, aumentando assim o impacto em caso de interrupção de uma das
instalações. Para diminuir o risco de falha de uma instalação, os postos de corte são robustos,
construídos com barramento duplo seccionado, e quando possível, alimentam os
transformadores de uma subestação a partir de postos de corte diferentes. A Figura 4
exemplifica uma rede de distribuição de alta tensão do tipo radial urbana com algumas
subestações (SE 2, SE 4, SE 6 e SE 7) alimentadas por diferentes postos de corte.
Figura 4 - Rede de distribuição de alta tensão do tipo radial (urbana) (EDP, 2010b).
A eventual falha de uma linha de alimentação a uma subestação, é equivalente à falha de um
transformador. Assim, a alimentação das cargas afetadas é garantida pelo transformador de
potência não afetado (caso existam 2 transformadores), através do inter-barras MT e pelas
interligações com outras subestações existentes na rede de distribuição de média tensão.
Na Figura 5 está representada uma rede de distribuição de alta tensão do tipo radial rural.
Nestas redes com menor densidade de cargas e alimentação radial, em caso de falha de uma
linha de alta tensão, poderá não existir recurso em parte da rede, como por exemplo a SE 3. A
garantia N-1 à indisponibilidade da linha AT de alimentação à subestação poderá ser obtida
pelas interligações nas redes de distribuição de média tensão de outras subestações mais
próximas. Assim, não é aconselhável a ligação de mais do que uma subestação na mesma rede
de distribuição de alta tensão em antena.
Valter Santos
17
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 5 - Rede de distribuição de alta tensão do tipo radial (rural) (EDP, 2010b).
3.1.2. Estruturas das redes de distribuição de média tensão
Existem dois tipos principais de estruturas de redes de distribuição de média tensão, estrutura
radial e estrutura malhada ou em anel. No entanto, as estruturas nas redes urbanas, devido ao
maior fluxo de carga e maiores consequências associadas a uma situação de avaria, podem ser
divididas em fuso, espiga, anel e mistas (EDP, 2010b).
Nas redes com estrutura malhada ou anel as instalações podem ser alimentadas por pelo
menos duas linhas. Estas linhas são ligadas de forma a constituírem uma malha, e estão
dimensionadas com reserva suficiente para a alimentação das cargas no caso de falha de uma
das linhas. Quando é possível percorrer eletricamente toda a malha sem interrupção é
designada por exploração em malha fechada. Com a malha eletricamente aberta num
determinado ponto designa-se por exploração em malha aberta.
As redes com estrutura radial são constituídas por linhas que se vão ramificando a partir do
ponto de origem, sem nunca se encontrarem num ponto comum.
Nas zonas rurais as redes desenvolvem-se maioritariamente em traçados aéreos, sendo as do
tipo subterrâneo mais usadas em zonas urbanas ou de grandes concentrações populacionais.
As ligações entre linhas e ramais nas redes aéreas são estabelecidas em derivação, nos apoios
de derivação. Nas redes subterrâneas as derivações para outras instalações são efetuadas em
postos de corte e/ou seccionamento. As ligações das redes subterrâneas às redes aéreas (ou
vice-versa) são executadas nos apoios de transição (Puret, 1992).
Valter Santos
18
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
3.1.2.1. Redes de distribuição de média tensão urbanas
De seguida descrevem-se as tipologias e as principais características das redes de distribuição
de média tensão em centros urbanos ou semiurbanos.
A) Redes em fuso
As redes em fuso apresentam uma estrutura que permite a ligação entre duas subestações ou
entre uma subestação e um barramento comum. Nas redes com esta estrutura, em caso de
avaria numa parte da rede, é possível reconfigurar a rede facilmente com breves períodos de
indisponibilidade. Assim será desejável que em regime normal estas redes não tenham uma
utilização superior a 50% da sua capacidade máxima, e deverão ser equilibradas de forma a
permitirem o recurso à totalidade da linha indisponível. Na Figura 6 está representada uma
rede com uma estrutura em fuso.
Figura 6 - Rede de distribuição de média tensão em fuso (EDP, 2010b).
Esta estrutura apresenta algumas limitações em situação de avarias simultâneas nos dois lados
do fuso.
B) Redes em espiga
As redes estruturadas em espiga (Figura 7), são formadas por uma ligação de socorro que
possibilita o recurso a várias saídas da subestação. Esta ligação de recurso é constituída por
condutores elétricos de elevada secção para apresentarem capacidade de alimentarem toda a
estrutura.
Valter Santos
19
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 7 - Rede de distribuição de média tensão em espiga (EDP, 2010b).
Estas redes deverão estar dotadas de órgãos telecomandados para permitirem um rápido
restabelecimento de serviço nas situações em que ocorram incidentes na rede. Desta forma,
devem estar reunidas condições para uma operação mais eficaz, que reduza os tempos de
indisponibilidade das instalações. As redes em espiga também permitem alguma flexibilidade
em caso de alteração de rede, como por exemplo quando ocorre a inserção de novos postos de
transformação.
C) Redes em anel
A estrutura das redes em anel, Figura 8, é usada entre duas saídas da mesma subestação. As
saídas devem ser de barramentos distintos, facilitando a transferência de cargas de uma saída
para a outra. Em casos especiais (por exemplo, a indisponibilidade de um barramento de
média tensão na subestação) é possível transferir as cargas de um barramento para o outro.
Figura 8 - Rede de distribuição de média tensão em anel (EDP, 2010b).
As redes em anel apresentam algumas características das redes em fuso, devendo também ser
exploradas até menos de metade da sua capacidade máxima.
Valter Santos
20
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
D) Redes mistas
As redes mistas apresentam em simultâneo os vários tipos de estruturas analisados
anteriormente. Devido a diversas condicionantes, natureza económica (por exemplo, redução
de custos), natureza física (por exemplo, impossibilidade de instalar rede subterrânea)
obrigam por vezes à utilização de vários tipos de estruturas na mesma rede. Representam a
tipologia mais usada nas redes de distribuição de média tensão em Portugal.
3.1.2.2. Redes de distribuição de média tensão rurais
Em zonas rurais as redes de distribuição de energia elétrica são essencialmente executadas em
traçados aéreos. Trata-se de uma solução mais económica e a mais adequada, devido à
distribuição geográfica dos pontos de carga a alimentar. As redes rurais geralmente
apresentam uma estrutura radial, são muito extensas e com baixa densidade de cargas, sendo
particularmente constituídas por postos de transformação aéreos, uma linha de eixo principal,
linhas que derivam do eixo principal para os vários postos de transformação e uma única saída
da subestação. Nos últimos anos as redes rurais têm vindo a ser gradualmente providas de
órgãos de corte telecomandados.
Nas redes rurais, contrariamente às redes urbanas, raramente existem interligações com outras
subestações, ou com outras saídas da mesma subestação, que permitam alimentar
recursivamente a rede ou a transferência de cargas entre subestações.
As ações de melhoria das redes rurais normalmente ocorrem quando se atingem os padrões
mínimos de qualidade de serviço, associados ao nível das quedas de tensão e das interrupções
de fornecimento de energia. Estas geralmente evoluem através da realização de fusos entre
saídas da mesma subestação ou de subestações diferentes.
3.2. Supervisão e controlo das redes de distribuição
A supervisão e controlo das redes de distribuição é da responsabilidade dos centros de
condução da rede, que têm como principais funções a vigilância, o controlo e o comando das
instalações e equipamentos que constituem as redes de distribuição (ERSE, 2012). Têm a
Valter Santos
21
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
finalidade de otimizar os fluxos de energia garantindo a qualidade de serviço técnico, e para
cumprir esses objetivos são realizadas as seguintes tarefas nos centros de condução de rede:
- Acompanhamento e gestão dos fluxos de energia na rede;
- Análise da rede e otimização da sua configuração;
- Coordenação das intervenções e das reparações dos equipamentos e instalações;
- Operação de sistemas SCADA3 e de gestão de ocorrências para controlo e operação da
rede em tempo real;
- Análise de incidentes e do comportamento dos sistemas de proteção e de automação;
- Análise da qualidade da energia elétrica;
- Validação dos pedidos de indisponibilidade e elaboração dos processos de
consignação;
- Identificação dos pontos fracos/estrangulamentos da rede e apresentação de propostas
de melhoria;
- Carregamento e atualização de informação nos sistemas informáticos de apoio;
- Certificação do cumprimento dos Protocolos de Exploração celebrados com clientes e
produtores;
A rede de distribuição de alta e média tensão é supervisionada e controlada em tempo real nos
centros de condução da rede com recurso a um sistema SCADA (Antunes, et al., 2001). Este
sistema permite a recolha dos dados telemetrados das instalações ou dispositivos e
disponibiliza essa informação aos técnicos dos centros de condução da rede. Permite a gestão
de alarmes, informando automaticamente os técnicos das alterações sucedidas. Possibilita o
controlo dos órgãos de corte instalados nas redes de distribuição permitindo efetuar
reconfigurações das redes com recurso a telecomando (Jorge, et al., 2005).
Na Figura 9 é apresentado um exemplo de um quadro sinótico com indicação de algumas
medidas e dos órgãos telecomandados.
3
Supervisory Control and Data Acquisition
Valter Santos
22
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 9 - Quadro sinótico do sistema SCADA (ORD, 2012).
Com o sistema SCADA é possível obter informação em ambiente gráfico, como por exemplo:
- Os quadros sinóticos com informação dos automatismos, das medidas, dos sistemas
de alimentação e dos esquemas unifilares;
- Os quadros de alarmes com informação da lista e do sumário de alarmes;
- As listas do sistema com informação dos eventos, dos controlos e do arquivo;
- Os gráficos de tendência com a informação em tempo real.
A informação disponibilizada é essencial para supervisionar e controlar as redes de
distribuição, porque permite a análise dos incidentes, a elaboração de diagramas de carga, o
cálculo dos valores de máximos de carga em linhas e transformadores, e o tratamento dos
dados estatísticos de disponibilidade e fiabilidade dos sistemas e equipamentos.
Todos os incidentes que ocorrem nas redes de distribuição devem ficar registados. Para
complementar os sistemas SCADA é utilizado um sistema de gestão e registo de ocorrências,
que permite o tratamento dos incidentes das redes AT, MT e BT de forma uniforme e
consistente. Possibilita ainda, o cálculo dos indicadores de continuidade e serviço e o
Valter Santos
23
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
processamento inteligente de comunicações de avaria, ou seja, a partir das comunicações de
avaria dos Clientes indica qual o possível dispositivo avariado responsável pela interrupção.
O Operador das Redes de Distribuição utiliza outros sistemas de apoio à supervisão e controlo
com a função de aumentar a eficiência e otimizar o desempenho das redes. Exemplo disso é o
DPLAN4, que é um sistema computacional usado para planeamento e operação de redes de
energia elétricas baseado em software de otimização (Jorge, et al., 2003). O DPLAN é um
sistema de auxílio que permite ao utilizador estudar cenários, definir os critérios de avaliação,
e realizar o trabalho computacional associado à análise da rede. Este sistema integra múltiplas
funcionalidades como por exemplo:
Análise e otimização – para a avaliação do desempenho da rede, incluindo fiabilidade,
qualidade de serviço, trânsito de potências, curto circuitos, etc. As funcionalidades de análise
e otimizações integradas com as funcionalidades de interface permitem ao utilizador efetuar
um planeamento mais eficiente (IOA, 2012).
Restabelecimento de manobras – para planeamento de indisponibilidades, socorro a defeito
para reposição de serviço, para estudos de manobras na rede.
Comunicação – facilidades de comunicação cliente-servidor que permite uma atualização e
gestão de informação, possibilitando a exportação e importação de dados com aplicações
externas (Mira, et al., 2007).
Localização de defeitos – possibilidade do cálculo da possível zona do defeito na rede de
distribuição através do valor da impedância de defeito. A utilização desta funcionalidade e das
principais funções dos sistemas de proteção permite a célere localização de defeitos nas redes
de média tensão. O processo de funcionamento do sistema de localização do defeito está
representado na Figura 10, este foi o processo utilizado no projeto piloto.
4
Distribution Planning
Valter Santos
24
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 10 - Representação gráfica do processo de funcionamento de localização de defeitos (Louro, et
al., 2011).
Após o aparecimento do defeito o sistema de proteção calcula automaticamente a impedância
de defeito, e este valor é enviado para a lista de alarmes do SCADA. No centro de operação
de redes o valor da impedância de defeito é lido e introduzido manualmente no DPLAN,
depois de efetuada a simulação com a funcionalidade de localização de defeitos, a zona
provável do defeito é apresentada graficamente.
Esta funcionalidade tem sido testada na rede de distribuição de média tensão, apresentando
resultados bastante satisfatórios. No projeto piloto de localização de defeitos realizado em
2010 nas redes de distribuição verificou-se uma taxa de sucesso superior a 92%, com uma
redução média de 40% no valor do tempo de interrupção equivalente da potência instalada
(Louro, et al., 2011).
3.3. Sistemas de proteção das redes de distribuição de média tensão
As redes de distribuição de média tensão estão sujeitas a frequentes perturbações, desde a
ocorrência de defeitos até à avaria de equipamentos que provocam curto-circuitos, subtensões,
sobretensões, sobrecargas, desequilíbrios e variações de frequência. Os sistemas de proteção
não preveem nem evitam estes tipos de perturbações, no entanto, devem limitar as suas
consequências garantindo a segurança das pessoas e dos equipamentos. Assim, deverão
Valter Santos
25
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
cumprir os requisitos de segurança, fiabilidade, rapidez, seletividade e economia, necessários
para se atingir um nível elevado de qualidade de serviço na operação das redes.
Para o correto funcionamento dos sistemas de proteção deve ter-se em conta a definição do
tipo de defeito a monitorizar, e a zona da rede e os equipamentos a proteger. Deverá ser
adotado um método de coordenação entre os diversos sistemas de proteção, estabelecendo
uma relação entre a qualidade de serviço e a seletividade. Deverá ainda existir redundância
em relação aos equipamentos de proteção, que contribua para a fiabilidade no desempenho
das proteções.
Nas redes de distribuição de média tensão, quando ocorre um defeito, este deverá ser detetado
e identificado pelos sistemas de proteção. Estes defeitos estão classificados em três categorias
(EDP, 2007):
- Defeito fugitivo, que ativa as funções de proteção e cuja supressão não necessita de
nenhuma intervenção no local. Este tipo de defeito é eliminado com uma religação
rápida.
- Defeito semipermanente, ativa as funções de proteção, cuja supressão não necessita de
nenhuma intervenção no local, e que se reproduz no mesmo local com intervalos de
tempo curtos e sob o efeito da mesma causa. É eliminado por uma sequência de
religações lentas.
- Defeito permanente, que ativa as funções de proteção e cuja supressão necessita de
intervenção no local em que ocorreu. Considera-se permanente um defeito que não é
eliminado por uma sequência de religações lentas e que, portanto, origina o disparo
definitivo do disjuntor de proteção da linha. É este defeito que dá início a uma
interrupção de longa duração e que requer a intervenção dos técnicos do centro de
condução da rede e dos técnicos no terreno.
As informações dos sistemas de proteção são disponibilizadas aos centros de operação de rede
através da lista de alarmes do “SCADA”. Estas informações permitem a compreensão do
Valter Santos
26
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
funcionamento dos sistemas de proteção e automatismos inseridos na rede de distribuição,
sendo por isso essenciais para a análise preliminar dos incidentes.
3.4. Automação e telecomando das redes de distribuição de média tensão
As redes de distribuição de média tensão têm evoluído, passando a energia elétrica a ser
distribuída a um número cada vez mais elevado de clientes. Inicialmente tinham pequenas
dimensões, não apresentavam grandes preocupações de economia nem de segurança e
funcionavam como redes isoladas. Atualmente, as sociedades desenvolvidas exigem elevados
padrões de qualidade no fornecimento de energia elétrica, sendo a continuidade de serviço um
dos aspetos a considerar. A evolução das redes de distribuição verificou-se ao nível dos
equipamentos utilizados e dos métodos de planeamento e exploração, sendo possível a
supervisão e o controlo das redes garantindo o fornecimento de energia elétrica com a
qualidade adequada.
Os métodos de supervisão e controlo têm evoluído significativamente nas últimas décadas,
permitindo controlar e responder em tempo útil aos diversos fenómenos que ocorrem na rede
de distribuição. O controlo em tempo real é possível com a utilização de equipamentos
sofisticados e sistemas de comunicação adequados.
A automação e o telecomando estão presentes nas redes de distribuição contribuindo para
melhorar a qualidade de serviço e aumentar a eficiência dos meios disponíveis para a gestão
da rede.
3.4.1. Automatismo de religação e automatismo VT (Voltage-Time)
Por definição um automatismo pressupõe a capacidade de controlar um processo, tomando
decisões segundo uma programação prévia e sem intervenção humana. O automatismo de
religação (ou função de religação) destina-se a eliminar das redes de distribuição de média
tensão os defeitos fugitivos ou semipermanentes, através de manobras de ligar e desligar o
disjuntor, permitindo a reposição de serviço sem a intervenção humana.
Valter Santos
27
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
O automatismo de religação é efetuado por equipamentos específicos como por exemplo os
religadores, as Unidades Remotas Telecomandadas (URT), os Intelligent Eletronic Devices
(IED) ou as unidades de proteção. Estes equipamentos permitem diferentes ciclos de
religação: a religação rápida (RR), que implica o disparo do disjuntor seguindo-se de uma
religação instantânea; e a religação lenta (RL), que implica o disparo do disjuntor seguindo-se
uma religação temporizada. Ajustando os diferentes ciclos de religação, podem ser utilizados
diferentes programas de religação, a saber (EDP, 2007):
- Sem religação;
- 1 RL (tipicamente, 15 segundos);
- 2 RL (15 s + 15 s);
- 1 RR (300 ms);
- 1 RR + 1 RL (300 ms + 15 s);
- 1 RR + 2 RL (300 ms + 15 s + 15 s)
Associado ao automatismo de religação existe o automatismo VT que é utilizado nos
equipamentos com telecomando na rede de distribuição de média tensão. O automatismo VT
em coordenação com o automatismo de religação, permite isolar seletivamente o troço da rede
com defeito sem intervenção humana. O princípio de funcionamento do automatismo VT é
apresentado na Figura 11.
Figura 11 - Princípio do funcionamento do automatismo VT (EDP, 2010b).
Quando um órgão de corte de rede telecomandado está na posição de fechado e é detetada a
de falha de tensão, será enviada uma ordem de abertura ao órgão, após o tempo t0 (tempo de
confirmação de falha de tensão). Quando é detetada a presença de tensão será enviada ao fim
Valter Santos
28
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
do tempo t1 (tempo de fecho) uma ordem ao órgão para fechar. A partir desse instante, é
lançado um temporizador t2 (tempo de vigilância). Durante o tempo de vigilância, se surgir
nova falha de tensão, será enviada uma nova ordem de abertura ao órgão e é provocado um
bloqueio do automatismo. Para voltar a fechar o órgão de corte de rede será necessário que
um técnico do centro de condução da rede com recurso ao telecomando desbloqueie o
automatismo VT associado ao órgão.
O automatismo VT em coordenação com o automatismo de religação reduz o tempo de
pesquisa e o número de ensaios por telecomando, necessários para isolar o troço de rede com
defeito.
3.4.2. Órgãos de corte de rede telecomandados
A utilização de órgãos de corte de rede telecomandados proporciona o rápido isolamento do
troço em defeito na rede, minimizando os tempos de interrupção e facilitando a deteção
expedita dos defeitos. Nas redes de distribuição de média tensão estão instalados os seguintes
órgãos de corte:
- Interruptor Auto-Religador (IAR);
- Órgão de Corte de Rede Tipo 1 (OCR1);
- Órgão de Corte de Rede Tipo 2 (OCR2);
- Disjuntor Auto-Religador (DAR).
O Interruptor Auto-Religador (IAR), Figura 12, foi um dos primeiros órgãos telecomandados
instalados na rede de distribuição de média tensão. Destinavam-se a colocar fora de serviço os
troços de linhas suscetíveis de ter defeito, como zonas de ramais envelhecidos e/ou com
baixas secções ou troços de elevado comprimento e baixa carga associada.
Valter Santos
29
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Vantagens:
Possibilidade de fecho sobre redes com defeito;
Pode ser automatizado (automatismo VT).
Desvantagem:
Necessidade de seccionador (corte visível).
Figura 12 - IAR instalado na rede distribuição de
média tensão (ORD, 2012).
O princípio de funcionamento baseia-se na função de automatismo VT, depois do disparo do
disjuntor de proteção da linha é detetada a falha de tensão e o IAR abre. Após a religação do
disjuntor, é temporizado o fecho do IAR, podendo verificar-se uma de três condições, se o
disjuntor disparar antes do IAR fechar temos um defeito a montante do IAR, se o IAR fechar
e o disjuntor não disparar estamos perante um defeito fugitivo, caso o disjuntor dispare depois
do IAR fechar temos um defeito a jusante do IAR. Neste último caso o IAR bloqueia na
posição de aberto.
O Órgão de Corte de Rede Tipo 1 (OCR1), Figura 13, é caracterizado por um invólucro
integralmente selado, contendo no seu interior Hexafluoreto de Enxofre5 que lhe confere
qualidades excecionais como meio dielétrico e extintor do arco elétrico. O seu nível de
isolamento elétrico garante a informação precisa do seu estado mecânico (aberto ou fechado)
e a possibilidade de encravamento na posição de aberto, prescindindo assim da montagem de
um seccionador associado.
5
O Hexafluoreto de Enxofre (SF6) é um dielétrico gasoso excelente para aplicações de Alta Tensão. As
qualidades excecionais do SF6 como agente de corte são aproveitadas para extinguir o arco elétrico, que se
produz quando os contactos móveis se separam dos fixos.
Valter Santos
30
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Vantagens:
Informação sobre passagem de defeito;
Dispensa de seccionador (corte visível);
Manutenção reduzida.
Desvantagem:
Em caso de defeito na rede, não fecha sobre
curto-circuito (dano irreparável).
Figura 13 - OCR1 instalado na rede de
distribuição e pormenor do seu indicador de
estado (em cima à direita) (ORD, 2012).
Este aparelho é preferencialmente instalado nas interligações de linhas de média tensão, dado
que suporta uma menor corrente de curto-circuito em comparação com o IAR, razão pela qual
não deve ser manobrado em situação de defeito.
É possível manobrar manual ou eletricamente este órgão, sendo que as manobras manuais
podem ser feitas diretamente através de uma vara de manobra fixa no apoio, até uma altura de
25 metros. Um indicador mecânico ligado diretamente ao veio principal do aparelho indica o
seu estado (aberto ou fechado). Quando intercalado com a rede na posição de fechado, tem a
possibilidade de ser provido de três transformadores de intensidade que sinalizam a passagem
de defeito, enviando informação para o Centro de Condução de Rede, permitindo assim
identificar a zona de defeito.
O Órgão de Corte de Rede Tipo 2 (OCR2) difere do anterior pelo facto de suportar correntes
de curto-circuito, possuindo características elétricas muito semelhantes às do IAR. São
aparelhos que pelo seu princípio de funcionamento poderão fechar sobre correntes de curtocircuito fase-fase ou fase-terra. Este aparelho possui uma pequena distância entre pólos,
podendo-se estabelecer arcos elétricos entre os pólos na presença de sobretensões acentuadas.
Necessita de ter associado um seccionador que garanta o corte visível, para intervenções na
rede. A Figura 14 mostra o OCR2 instalado com o respetivo seccionador.
Valter Santos
31
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Para além do comando elétrico, geralmente possuem uma alavanca de manobra manual que,
com o recurso a uma vara, permite o fecho ou abertura do OCR2.
Vantagens:
Possibilidade de fecho sobre redes com defeito;
Pode ser automatizado (automatismo VT).
Desvantagem:
Necessidade de seccionador (corte visível)
Figura 14 – OCR2 instalado na rede de
distribuição de média tensão (ORD, 2012).
De referir que, estes aparelhos são hoje em dia os mais utilizados na rede de média tensão, no
entanto estão a ser feitos estudos de viabilidade para um novo tipo de Órgão de Corte de Rede
Tipo 3 (OCR3). O OCR3 irá reunir as funções do OCR1 e OCR2, no mesmo aparelho. Terá
como grande diferença em relação ao OCR1 a possibilidade de efetuar manobras sobre o
defeito. Em relação ao OCR2, terá maior afastamento entre pólos para dispensa do
seccionador associado.
O Disjuntor Auto-Religador (DAR), Figura 15, é um órgão que integra uma proteção e uma
função de automatismo associada, e que tem a particularidade de efetuar um ciclo de
religações após a deteção de um defeito. O DAR, contrariamente ao IAR, não abre pela
ausência de tensão, mas pela proteção associada, com ordem manual ou por telecomando.
Caso o ciclo de religações se cumpra e o defeito permaneça, o DAR fica na posição de aberto
e com informação de bloqueio ao religador. Caso o defeito desapareça (defeito fugitivo), o
DAR fecha e repõe o serviço a jusante. São aparelhos autónomos para a realização das suas
funções de proteção e religação, no entanto precisam de tensão na rede a montante para
realizarem a manobra de fecho. O dispositivo religador permite várias combinações de
religações, rápidas e/ou lentas.
Valter Santos
32
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Vantagens:
Possibilidade de fecho sobre redes com defeito;
Isolamento seletivo de defeitos a meio da linha;
Tem um sistema de proteção associado.
Desvantagens:
Necessidade de seccionador (corte visível);
Necessidade de tensão a montante para realizar
manobra de fecho.
Figura 15 - DAR instalado na rede de distribuição
de média tensão com seccionador associado
(ORD, 2012).
Os órgãos de corte de rede telecomandados contribuem para melhorar a qualidade de serviço
das redes de distribuição de média tensão, mas a sua instalação deverá ser efetuada após um
estudo técnico-económico. É necessário efetuar uma análise de benefício/custo do
investimento, com vista a garantir uma melhoria contínua de qualidade de serviço e ao mesmo
tempo aumentar a eficiência da rede de distribuição.
Para que o investimento realizado na instalação dos órgãos de corte seja otimizado é
necessário prever a sua eficaz localização na rede, tendo em conta os diferentes tipos de
órgãos de corte e as características especificas da rede onde irão ser instalados. Assim, a sua
localização na rede, deverá ter em conta os seguintes aspetos (Santos, et al., 2003):
- Instalação prioritária em linhas de média tensão que apresentem baixos índices de
qualidade de serviço, devido à elevada extensão da rede ou a fatores ambientais e de
longevidade (proximidade da orla marítima, zona de nidificação de cegonhas, redes
envelhecidas);
- Efetuar rapidamente manobras prioritárias de seccionamento de uma forma
automática e/ou por telecomando;
- Reconfigurações de recurso por telecomando recorrendo a aparelhos instalados em
interligações em regime normal de exploração;
Valter Santos
33
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
- Isolamento de troços que apresentem elevado número de avarias, melhorando a
qualidade de serviço em centros de carga importantes (caso de zonas urbanas, sedes
de concelho, parques industriais);
- Relação comprimento da rede / potência instalada.
Além dos aspetos apresentados, torna-se necessária a validação do local selecionado em
termos de cobertura sinal de telecomunicações, e deverá ser analisada a acessibilidade e as
características físicas e funcionais do apoio de suporte do órgão de corte.
Valter Santos
34
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
CAPÍTULO IV – Desempenho das redes de distribuição de
média tensão
4. Incidentes
O Operador da Rede de Distribuição depara-se diariamente com perturbações e anomalias na
rede elétrica, que se designam por incidentes. Para os operadores, um incidente é um
acontecimento ou fenómeno imprevisto que provoca a desconexão, momentânea ou
prolongada, de um ou mais elementos da rede. Um incidente pode originar uma ou mais
interrupções de serviço, quer do elemento inicialmente afetado, quer de outros elementos da
rede (DGEG, 2006). Quando ocorre um incidente na rede, a prioridade é restabelecer o
serviço o mais rapidamente possível, de forma a minimizar as perturbações sentidas pelos
consumidores. O tempo de reposição do serviço, quando excessivo, resulta em
descontentamento por parte dos clientes.
No momento que surge um incidente, este é gerido pelo técnico do centro de condução da
rede, que efetua e coordena as manobras na rede para isolar o defeito. Com o serviço reposto,
o incidente é caracterizado com toda a informação necessária para posteriores consultas e
análises. A Figura 16 apresenta as várias fases de análise do incidente.
Figura 16 - Fases de análise do incidente.
Valter Santos
35
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
O Operador da Rede de Distribuição dispõe de sistemas que permitem efetuar o registo e
tratamento da informação dos incidentes. É esta informação que caracteriza a qualidade de
serviço das suas redes. Deve ser recolhida toda a informação necessária, nomeadamente a
identificação da instalação onde o incidente ocorreu, a data e a hora de início e de fim de
interrupção, a causa do incidente, e a identificação dos elementos da rede afetados. Toda esta
informação é importante, porque além de permitir caracterizar a qualidade de serviço das
redes de distribuição também permite identificar pontos fracos, contribuindo para a melhoria
do serviço.
4.1. Tipos de incidentes
Os incidentes dividem-se em três níveis, os de alta tensão (AT), os de média tensão (MT) e os
de baixa tensão (BT). Os incidentes nas redes de distribuição de alta tensão são pouco
frequentes e geralmente de curta duração, mas interrompem o fornecimento de serviços a um
elevado número de clientes.
Os incidentes nas redes de distribuição de média tensão são em maior número mas,
geralmente, afetam menos clientes que os incidentes AT. Alguns são de curta duração, onde o
defeito é “fugitivo” e se consegue restabelecer o serviço facilmente, outros, com uma duração
superior, exigem que se efetuem manobras na rede para rapidamente repor o serviço ao maior
número de clientes, até se conseguirem eliminar os defeitos da rede. Por fim, os incidentes nas
redes de baixa tensão existem em maior quantidade mas com um número reduzido de clientes
afetados, quando comparado com os outros tipos de incidentes.
Dentro das redes de distribuição existe uma grande variedade de equipamentos e instalações,
e para uma melhor caracterização, estes três grupos de incidentes estão subdivididos, como se
pode verificar na Figura 17.
Valter Santos
36
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 17 - Tipos de incidentes por nível de tensão.
Além destes tipos de incidentes, há um conjunto de ocorrências não analisadas neste estudo,
que não provocam interrupção no fornecimento de energia, logo, não influenciam a
continuidade de serviço. São exemplo disso, as redes de Iluminação Pública, cabos
desativados e apoios danificados.
Assim como o nível de tensão, a identificação do tipo de instalação que está na origem do
incidente, é fundamental para identificar a sua causa. Fazem também parte da caracterização
do incidente, os elementos da rede que apresentaram defeito. Os incidentes nas redes de
distribuição de média tensão podem ocorrer nas redes aéreas, redes subterrâneas, subestações,
postos de transformação (distribuição/cliente), postos de corte e seccionamento ou nas
instalações de produção independente ligadas à rede. Nas redes de distribuição de baixa
tensão, os incidentes podem ocorrer nos armários de distribuição, redes aéreas, redes
subterrâneas, postos de transformação e distribuição, chegadas (aéreas/subterrâneas),
portinholas ou em caixas de rede (aéreas/subterrâneas). Para caracterizar uma interrupção de
serviço, deve ser registada a seguinte informação essencial:
- Identificação da instalação de origem do incidente;
- Identificação das instalações afetadas com interrupção;
- Data e hora do início e fim da interrupção;
- Causa e eventuais elementos avariados na rede elétrica.
Valter Santos
37
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
A caracterização do incidente é extremamente importante, uma vez que com os elementos
essenciais, pode-se facilmente analisar o incidente e tirar algumas conclusões. Possibilita ao
Operador da Redes de Distribuição ter um histórico dos acontecimentos na rede, que pode ser
usado como uma mais-valia para identificar zonas críticas, identificar materiais inadequados,
comparar várias tecnologias aplicadas e projetar novas redes. Todos estes fatores são
avaliados para uma constante melhoria na continuidade de serviço.
4.2. Causas dos incidentes
Os incidentes devem ser caracterizados de forma a permitir identificar as causas das
interrupções. Por vezes, essas causas não são da responsabilidade do Operador da Rede de
Distribuição. Nesses casos as causas deverão estar claramente identificadas, justificadas e
comprovadas. Para efeitos de aferição do cumprimento dos padrões de qualidade de serviço,
estes incidentes ficam excluídos. Exemplo disso são os casos fortuitos ou de força maior
(DGEG, 2006).
As interrupções com origem nas redes de distribuição podem ser programadas (previstas) ou
acidentais (imprevistas). Em função do tipo de interrupção, os incidentes podem ter diversas
causas. Na Figura 18 são apresentadas as principais causas dos incidentes.
Valter Santos
38
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 18 – Principais causas dos incidentes que ocorrem nas redes de distribuição de energia.
Valter Santos
39
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
4.3. Desempenho das redes
Após a caracterização dos tipos de incidentes nas redes de distribuição, foi estudada a
distribuição dos incidentes ao longo de um mês. Existe uma grande variação no número de
incidentes por dia e por hora, especialmente nos meses de inverno, em que as redes de
distribuição estão sujeitas a condições atmosféricas adversas.
No dia 27 de fevereiro de 2010 as regiões Norte e Centro do país, correspondendo em termos
organizativos da EDP Distribuição à Direção de Rede e Clientes Norte (DRCN), Direção de
Rede e Clientes Porto (DRCP), Direção de Rede e Clientes Mondego (DRCM) e Direção de
Rede e Clientes Tejo (DRCT), estiveram sujeitas a condições atmosféricas adversas
(Temporal Xynthia), que afetaram as redes de distribuição, em particular as redes de média e
baixa tensão, de forma significativa. Como se pode verificar na Figura 19, nota-se uma grande
disparidade no número de incidentes ao longo do dia. Neste dia foram afetados, em
simultâneo e por interrupções de longa duração, superiores a 3 minutos (às 17 h do dia 27 de
fevereiro), cerca de 818 mil consumidores. Os distritos mais afetados foram os distritos de
Castelo Branco, Leiria, Lisboa, Portalegre, Santarém, Aveiro, Coimbra, Guarda e Viseu. No
período compreendido entre as 14h e as 17h houve um pico no número de interrupções
acidentais, que ultrapassou as 350 em toda a EDP Distribuição.
Figura 19 - Distribuição das interrupções acidentais ao longo dos dias 27 e 28 de fevereiro de 2010 por
DRC. (EDP, 2010a)
Valter Santos
40
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
O tempo de interrupção equivalente da potência instalada correspondente às interrupções
acidentais que ocorreram no período de exclusão considerado (entre as 10h e as 18h do dia 27
de Fevereiro) foi de 29,82 minutos, o que corresponde a uma energia não distribuída de
2174,90 MWh (EDP, 2010a).
Tendo em conta estes cenários, o Operador da Rede de Distribuição deve estar preparado para
conseguir repor o serviço o mais rapidamente possível ao maior número de clientes. Assim,
são elaborados planos de contingência para que as interrupções provocadas por condições
atmosféricas adversas, tenham o menor impacto possível no fornecimento de energia aos
clientes. Nesses planos são definidas estratégias de gestão da rede, vias de comunicação do
terreno com o centro de condução de rede e estabelecem-se prioridades no abastecimento de
energia elétrica, prevendo um aumento de meios técnicos para a resolução dos incidentes.
Como grande parte das redes de distribuição são aéreas, os ventos fortes, chuvas intensas,
trovoadas, neve e gelo provocam, direta e indiretamente, danos graves nas redes. Em dias de
regime perturbado, o centro de condução de rede tem uma responsabilidade acrescida na
prevenção dos acidentes com origem elétrica, uma vez que o número de técnicos de reparação
a trabalhar na rede aumenta significativamente.
À fase de reposição de serviço segue-se a fase de reparação dos elementos das redes que
permaneceram danificados. É importante que esta reparação seja feita rapidamente para que o
centro de condução de rede tenha todas as redes de distribuição disponíveis para eventuais
interligações em futuros incidentes.
Os indicadores de continuidade de serviço permitem uma análise temporal do desempenho
das redes, onde são identificadas alterações. A Figura 20 apresenta um resumo das
ocorrências que existiram entre 2004 e 2011 nas redes de distribuição de média tensão.
Valter Santos
41
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 20 - Balanço da qualidade de serviço das redes de distribuição de média tensão, interrupções
acidentais e previstas. Adaptado de (EDP, 2004 a 2011).
As religações são operações automáticas de disparo e fecho de disjuntor, assim como nas
ocorrências previstas de muito curta duração, provocam interrupções inferiores a 1 minuto. As
ocorrências acidentais e/ou previstas de curta duração provocam interrupções superiores a 1
minuto e inferiores ou iguais a três minutos, as ocorrências acidentais e/ou previstas de longa
duração provocam interrupções superiores a 3 minutos.
Neste balanço verifica-se um aumento das ocorrências acidentais de curta duração e das
religações ao longo dos anos. Em 2004 verificaram-se 10 mil religações, atingindo as 18 mil
em 2011, o que correspondeu a um aumento de 80%. O número de ocorrências acidentais de
longa duração não variou muito no período estudado, entre as 6 mil e 8 mil, quanto às
ocorrências previstas verifica-se um decréscimo em todos os tipos, o que demonstra que os
trabalhos efetuados nas redes provocam cada vez menos interrupções aos clientes.
Em conclusão, verificou-se um grande aumento nas ocorrências acidentais com duração igual
ou inferior a 3 minutos, no período de 2004 a 2011.
De seguida são analisados os indicadores gerais de continuidade de serviço que estão
regulados no Regulamento de Qualidade de Serviço para as redes de distribuição de média
tensão no período 2004-2011. Para calcular os indicadores de continuidade de serviço foram
consideradas todas as ocorrências acidentais e previstas de longa duração, com origem nos
Valter Santos
42
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
vários níveis de tensão, incluindo aquelas que, de acordo com o estipulado no Regulamento
de Qualidade de Serviço, estão abrangidas pelo nº.1 do Artigo 14º6.
A energia não distribuída devido a ocorrências acidentais (Figura 21), em 2004 foi de
12623.MWh apresentando um pico em 2006 de 13021 MWh, mas ao longo dos anos verificase uma tendência descendente, atingindo o valor de 5093 MWh em 2011. As ocorrências
previstas contribuíram de uma forma significativa para a redução da energia não distribuída
nos anos analisados. Em 2004 a energia não distribuída devido a este tipo de ocorrências era
de 2640 MWh passando a valer 10 MWh em 2011, no ano de 2010 apresentou o valor mais
baixo com 5 MWh. Constata-se assim uma redução da energia não distribuída no período
analisado, a comparação entre 2010 e 2011 confirma esta melhoria onde se verificou uma
diminuição de 34,3% da energia não distribuída.
Figura 21 - Evolução da energia não distribuída nas redes de distribuição de média tensão. Adaptado
de (EDP, 2004 a 2011).
O tempo interrupção equivalente por potência instalada (Figura 22), apresenta resultados
idênticos aos apresentados para a energia não distribuída. Nas ocorrências acidentais o tempo
de interrupção equivalente por potência instalada em 2004 era de 177 minutos, diminuindo
6
Casos fortuitos ou de força maior; razões de interesse público; razões de serviço; razões de segurança; acordo
com o cliente e facto imputável ao cliente.
Valter Santos
43
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
para os 75 minutos em 2009. As ocorrências previstas apresentavam aproximadamente um
peso de 39 minutos em 2004, passando a valer apenas 6 segundos em 2011.
Figura 22 - Evolução do tempo interrupção equivalente por potência instalada nas redes de
distribuição de média tensão. Adaptado de (EDP, 2004 a 2011).
A duração média das interrupções do sistema (Figura 23), das interrupções acidentais em
2004 era de 252 minutos, diminuindo para os 163 minutos em 2007, no ano de 2011
apresentou um valor mais baixo de 125 minutos. Ou seja, no ano de 2011 a duração média das
interrupções foi aproximadamente metade do valor atingido no ano de 2004.
Figura 23 - Evolução da duração média das interrupções do sistema nas redes de distribuição de média
tensão. Adaptado de (EDP, 2004 a 2011).
Valter Santos
44
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
As interrupções previstas em 2004 apresentaram em média uma duração de 58 minutos, e com
uma tendência decrescente, atingiu uma duração inferior a 1 minuto em 2008, situação que se
manteve até 2011.
A Figura 24 mostra a evolução da frequência média de interrupções do sistema. Em 2004
existiam em média 4 interrupções acidentais por ponto de entrega, passando a 3 em 2007,
2008 e 2009. No ano de 2011 verificou-se o valor mais baixo, existiram aproximadamente 2
interrupções acidentais por ponto de entrega. Relativamente às interrupções previstas, 24%
dos pontos de entrega eram afetados por uma interrupção prevista em 2004, e a partir do ano
de 2008, este tipo de interrupções afetava menos de 1% dos pontos de entrega.
Figura 24 - Evolução da frequência média de interrupções do sistema nas redes de distribuição de
média tensão. Adaptado de (EDP, 2004 a 2011).
Um dos mais importantes indicadores das redes de distribuição é o que traduz a
indisponibilidade do sistema. Utilizando as equações do Anexo I, calculou-se a
indisponibilidade das redes de distribuição de média tensão para os anos compreendidos entre
2004 e 2011. Pela análise da Figura 25, verifica-se que a indisponibilidade nas redes tem
diminuído nos últimos anos, representando assim uma melhoria na continuidade de serviço.
Valter Santos
45
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 25 - Evolução da indisponibilidade do sistema (ASUI) nas redes de distribuição de média
tensão.
A análise da indisponibilidade permite ter uma visão global do comportamento das redes de
distribuição, pois tem por base os principais fatores que influenciam a continuidade de
serviço: número de clientes afetados por cada interrupção, duração de cada interrupção e
número total de horas de serviço solicitado pelos clientes nesse período.
A Figura 26 permite observar a melhoria significativa dos indicadores de continuidade de
serviço nos anos de 2007 a 2011. O ponto de partida é o ano de 2004 onde os indicadores
apresentam valores mais elevados.
Figura 26 - Evolução dos indicadores de continuidade de serviço nas redes de distribuição de média
tensão.
Valter Santos
46
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
4.4. Causas das ocorrências acidentais
No ponto 4.2 foram descritas as principais causas dos incidentes nas redes, a Figura 27
relaciona essas causas com a energia não distribuída. Através destes dados pretendem-se
identificar as principais causas das interrupções no fornecimento de energia elétrica. Pode-se
verificar que, para os valores de energia não distribuída durante os anos estudados, as
principais causas são os casos fortuitos ou de força maior (FFM) e o grupo de
material/equipamento (M/E), cujos valores se destacam claramente das restantes causas.
Legenda
TIN
FFM
ATM
P/A/T/C
M/E
MAN
TEC
HUM
EEX
DES
OUTRAS
TRABALHOS INADIÁVEIS
CASOS FORTUITOS OU DE FORÇA MAIOR
ATMOSFÉRICOS
PROTECÇÕES/AUTOMATISMOS/TELEACÇÃO/COMUNICAÇÕES
MATERIAL/EQUIPAMENTO
MANUTENÇÃO
TÉCNICAS
HUMANAS
ENTIDADES EXTERIORES
DESCONHECIDAS
RAZÕES DE SEGURANÇA; FACTO IMPUTÁVEL AO CLIENTE;
INTERFERÊNCIAS
Figura 27 - Causas da energia não distribuída nas redes de distribuição de média tensão. Adaptado de
(EDP, 2004 a 2011).
No grupo de causas casos fortuitos ou de força maior (FFM) estão incluídas as interrupções
causadas por abate de árvores, trabalhos de terceiros, veículos, escavações, malfeitoria,
sabotagem, alteração de ordem pública e greve geral. Este grupo de causas teve um pico em
2006 e foi o que mais contribuiu, com 4247 MWh para a energia não distribuída nesse ano.
Em 2006 também se verificou um aumento de 63% no grupo de causas atmosféricas, que
passou de 1083 MWh em 2005 para 1715 MWh em 2006. Os indicadores de continuidade de
serviço em 2006 sofreram um acréscimo devido ao aumento das interrupções provocadas por
estes grupos de causas.
O grupo de causas material/equipamento (M/E) engloba os defeitos de montagem, defeitos de
fabrico, erros na conceção de materiais, defeitos de isolamento, utilização inadequada dos
materiais e envelhecimento dos materiais. Este grupo de causas é responsável por 32 a 45%
da energia não fornecida entre os anos de 2004 a 2011, o que demonstra ser este o grupo de
Valter Santos
47
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
causas mais influente nos indicadores de continuidade de serviço das redes de distribuição de
média tensão. Estes valores estão disponíveis no Anexo 2.
4.5. Medidas de melhoria da continuidade de serviço
Nas redes de distribuição de energia elétrica têm surgido algumas alterações nos últimos anos.
Os materiais e equipamentos têm evoluído e os métodos de trabalho utilizados para realizar as
intervenções na rede têm sido melhorados (EDP, 2010b). De seguida apresentam-se algumas
destas evoluções que contribuem para uma melhoria contínua da continuidade de serviço das
redes de distribuição.
4.5.1. Utilização adequada dos materiais e equipamentos
Os materiais e equipamentos têm um papel importante na evolução dos padrões de
continuidade de serviço. É necessário que os materiais e equipamentos com baixa fiabilidade
sejam detetados e substituídos nas redes de distribuição. O Operador da Rede de Distribuição
deverá selecionar os materiais a utilizar na rede, de acordo com as especificidades das zonas
onde serão aplicados, como por exemplo zonas costeiras ou zonas com problemas de poluição
ambiental. A Figura 28 mostra um isolador instalado numa zona costeira, no qual é visível a
degradação devido à corrosão, comprovando a importância da adequação dos materiais às
condições previstas.
Figura 28 - Isolador instalado em zona marítima
(ORD, 2012).
Valter Santos
Figura 29 - Queda de linhas devido ao vento
(ORD, 2012).
48
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Tendo em conta as crescentes alterações climatéricas, com registos de situações
extremamente severas (Figura 29), é necessário que o Operador da Rede de Distribuição adote
mudanças na filosofia de planeamento e construção das redes, sobredimensionado os
elementos para prevenir os danos causados por esforços anormais. Pequenos tornados ou
quedas de neve em zonas pouco habituais são episódios cada vez mais frequentes, que podem
provocar danos nas redes de distribuição.
4.5.2. Manutenção preventiva
Para aumentar a fiabilidade das rede de distribuição é essencial que sejam desenvolvidas
ações de manutenção preventiva, que permitam ao Operador da Rede de Distribuição
identificar e substituir materiais ou equipamentos com defeito antes que provoquem qualquer
incidente.
Algumas das ações que permitem detetar defeitos envolvem o recurso a métodos
termográficos para detetar pontos quentes nas redes de distribuição. Na Figura 30 é
apresentado um exemplo da deteção de um ponto de defeito. Esta inspeção facilita a
identificação dos elementos da rede que precisam de manutenção.
Figura 30 - Resultado da análise termográfica (ORD, 2012).
Como as redes de distribuição de média tensão são essencialmente constituídas por linhas
aéreas, é fundamental que as faixas de proteção estejam limpas e bem delimitadas prevenindo
a eventual ocorrência de defeitos provocados pelo toque de árvores nos condutores elétricos.
Valter Santos
49
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Em caso de incêndio florestal, esta área de proteção minimiza os possíveis danos nas
instalações elétricas, podendo mesmo limitar a progressão das chamas.
Na rede aérea de distribuição é frequente a ocorrência de incidentes provocadas por aves. Em
algumas zonas de maior proliferação de aves são instalados dispositivos anti e prónidificação, exemplo da Figura 31. A implementação de medidas de prevenção adequadas tem
contribuído para a diminuição deste tipo de ocorrências.
Figura 31 - Dispositivos anti nidificação e
proteção de condutores (ORD, 2012).
Figura 32 - Exemplo da deteção de defeitos nos
isoladores (ORD, 2012).
Atualmente podem-se detetar anomalias nos isoladores da rede aérea, através de
equipamentos com tecnologias de ultrassons. O fenómeno de reflexão de ondas acústicas
revela as descontinuidades internas quando encontram obstáculos à sua propagação, dentro de
um determinado material. A Figura 32 ilustra a utilização deste equipamento que facilita a
identificação de defeitos de isolamento que, visualmente, dificilmente seriam detetados.
As medidas apresentadas servem de exemplo de ações realizadas pelo Operador da Rede de
Distribuição, com o objetivo prevenir os incidentes evitando danos nos materiais e
equipamentos contribuindo para melhorar a qualidade de serviço.
4.5.3. Trabalhos realizados em tensão
Com a realização de trabalhos em tensão (TET) é possível efetuar ações de manutenção nas
redes de distribuição, como por exemplo a substituição de equipamentos danificados,
Valter Santos
50
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
operações de limpeza ou instalação de novos equipamentos, sem interromper o fornecimento
de energia aos consumidores ligados à rede/instalação intervencionada. Esta técnica permite
manter a tendência decrescente do número de interrupções previstas, verificada no estudo dos
indicadores de continuidade de serviço.
Na Figura 33 e na Figura 34 são apresentados dois exemplos da utilizada destas técnicas para
realização de trabalhos de manutenção preventiva, na primeira é feita a substituição de um
seccionador na rede aérea de média tensão e na segunda é efetuada a limpeza dos isoladores
de uma subestação.
Figura 33 - Substituição de seccionador
(ORD, 2012).
Figura 34 - Limpeza de isoladores
(ORD, 2012).
4.5.4. Planeamento das redes
Quanto mais extensas são as redes, maior é a dificuldade na deteção dos defeitos, e maior é o
tempo de reposição de serviço. Para diminuir este tempo e o impacto causado pelos
incidentes, é essencial que as linhas de média tensão tenham um comprimento reduzido.
A reconfiguração das redes de distribuição deve fazer parte dos planos de melhoria, por vezes,
é necessário instalar novas subestações, reduzindo assim o comprimento das linhas. Esta
medida diminui as perdas por condução (Joule) na rede, reduz o número de clientes afetados
pelas interrupções e permite uma maior flexibilização na gestão das redes de distribuição.
Valter Santos
51
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Naturalmente ocorrem defeitos nas redes de distribuição que dificilmente se podem evitar,
como por exemplo os que se incluem no grupo de casos fortuitos ou de força maior, devendo
o Operador da Rede de Distribuição efetuar esforços para minimizar as suas consequências. A
instalação de órgãos de corte de rede telecomandados são um exemplo, possibilitam uma
redução significativa no tempo de pesquisa, podendo ser manobrados no instante seguinte ao
aparecimento do defeito, não sendo necessário esperar que as equipas se desloquem para o
terreno.
A utilização de condutores isolados nas redes aéreas é outra medida de prevenção que deve
ser utilizada principalmente em áreas muito expostas a intempéries, com grande número de
aves ou densamente arborizadas, zonas costeiras e situações onde o espaço é limitado e onde
as faixas de limpeza de vegetação/árvores têm de ser pequenas. A Figura 35 apresenta um
exemplo de aplicação de cabos isolados que pode ser usado nestas zonas referidas.
Figura 35 - Sistema Spacer Cable (Cardoso, et al., 2009).
No planeamento das redes de distribuição deverão ser consideradas medidas como as
apresentadas e outras que contribuam de forma significativa para a melhoria da continuidade
de serviço, reduzindo o tempo de interrupção e o número de clientes afetados pelas
interrupções.
Valter Santos
52
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
CAPÍTULO V – Caso de estudo
5. Caso de estudo
A evolução do setor elétrico estimula simultaneamente o aumento da qualidade de serviço
técnico e a redução dos tempos de interrupção. O caso de estudo apresentado neste capítulo
pretende evidenciar alguns dos incidentes que ocorrem nas redes de distribuição de média e
alta tensão, e identificar medidas que o Operador da Rede de Distribuição deve adotar para
melhorar o serviço prestado aos clientes.
5.1. Descrição e objetivo
Após o estudo efetuado sobre a qualidade de serviço nas redes de distribuição nos últimos
anos, identificou-se uma rede onde ocorreram vários incidentes. Estes incidentes
interromperam a continuidade de serviço e causaram diversas perturbações, diminuindo a
qualidade da energia elétrica fornecida aos consumidores.
Pretende-se com o este estudo avaliar as consequências dos incidentes e definir estratégias e
ações que se traduzam numa melhoria da qualidade de serviço.
5.2. Caraterização da rede de média tensão em estudo
A escolha da rede para o estudo, fundamentou-se na possibilidade de analisar uma maior
variedade de tipos de incidentes, assim escolheu-se uma rede média tensão mista com parte
subterrânea (rede urbana) e parte aérea (rede rural).
A rede em estudo é constituída por uma subestação AT/MT, inserida numa rede do tipo
malhada (anel) alimentada por um injetor MAT/AT. Esta subestação é designada neste estudo
por SE A. Tem um transformador de potência 60/15 kV de 20 MVA e tem seis saídas de
média tensão, LMT1, LMT2, LMT3, LMT4, LMT5 e LMT6.
A LMT1 é constituída essencialmente por rede aérea, cerca de 40 km, tem uma potência
instalada de 8315 kVA dividida pelos 41 postos de transformação públicos e pelos 8 postos de
Valter Santos
53
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
transformação privados, abastecendo cerca de 3300 clientes, entre clientes de média e baixa
tensão. A potência dos transformadores instalados nos postos de transformação varia entre os
25 e os 630 kVA.
Esta saída alimenta uma pequena zona industrial com uma potência instalada de 2000 kVA.
A restante rede é rural com passagem por zonas agrícolas (campos de arroz, vinhas e campos
de milho) e algumas zonas de floresta (essencialmente pinhal). A LMT1 tem três
interligações, representadas na Figura 36, duas das quais são com a LMT4 e a outra
interligação é com uma saída da SE X.
Figura 36 - Características e esquema geográfico da LMT1 (ORD, 2012).
A linha principal entre a SE A e as interligações é constituída por condutores de AlumínioAço7 com uma secção de 160 mm2, os condutores das derivações e dos ramais para os postos
7
Designados em terminologia anglo-saxónica por ACSR – Aluminium Conductor Steel Reinforced
Valter Santos
54
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
de transformação são essencialmente de Alumínio-Aço com uma secção de 50 mm2. Alguns
ramais mais antigos ainda têm condutores com uma secção de 30 mm2. Os cabos subterrâneos
são utilizados em algumas transições de rede aérea/subterrânea para a ligação dos postos de
transformação de cabine baixa. Está instalado um IART no início do ramal mais extenso desta
saída que, em caso de existir um defeito a jusante do órgão, permite o isolamento do defeito e
possibilita alimentar grande parte da rede.
A LMT2 também é constituída principalmente por rede aérea, tendo uma potência instalada
de 2420 kVA nos 18 postos de transformação, fornecendo energia elétrica a aproximadamente
1200 clientes. A extensão da rede aérea ronda os 20 km, sendo os condutores entre a SE A e a
interligação com uma saída da SE Y de Alumínio-Aço, com uma secção de 160 mm2, nesta
interligação está instalado um OCR1. A grande parte dos ramais e as derivações têm
condutores de Alumínio-Aço com uma secção de 30 mm2. Geograficamente, a LMT1 está
situada, em grande parte da sua extensão, numa zona agrícola de cultivo de cereais.
Na LMT3 estão instalados 24 postos de transformação públicos e 7 postos de transformação
privados, com uma potência total de 5585 kVA, abastecendo cerca de 2100 clientes na rede de
média e baixa tensão. A linha principal é constituída por condutores de Alumínio-Aço com
uma secção de 90 e 50 mm2, sendo as derivações e os ramais também de Alumínio-Aço, mas
com uma secção de 50 e 30 mm2. No total esta linha de média tensão apresenta uma extensão
de 35,7 km. As principais características da LMT2 e LMT3 estão representadas na Figura 37.
Estão instalados na LMT3 três OCR2, dois nas interligações e um no meio da linha principal.
Na interligação com a LMT4 está instalado um posto de transformação e seccionamento com
telecomando.
Valter Santos
55
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 37 - Características e esquema geográfico da LMT2 e da LMT3 (ORD, 2012).
As características da LMT4 são um pouco diferentes, tem uma extensão significativa de rede
subterrânea devido às características geográficas desta zona urbana. No total esta linha tem
21,8 km de rede aérea e 7,4 km de rede subterrânea, estão instalados 26 postos de
transformação públicos e 8 postos de transformação privados com uma potência total de 8970
kVA, fornecendo energia elétrica a 2460 clientes.
Os condutores da linha principal são de Alumínio-Aço com uma secção de 160 mm2, e os
cabos da rede subterrânea são do tipo LXHIOV8 com uma secção de 120 mm2. Na LMT4 está
instalado um OCR2 no meio da linha principal, um OCR1 na interligação com a SE Z e na
outra interligação com a LMT3 está instalado posto de transformação e seccionamento com
telecomando. Estão caracterizadas na Figura 38 a LMT4 e LMT5.
8
LXHIOV – Cabo com alma condutora em alumínio multifilar, isolado a PEX, dotado de ecrã individual por
condutor concêntrico e com bainha exterior em PVC.
Valter Santos
56
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 38 - Características e esquema geográfico da LMT4 e da LMT5 (ORD, 2012).
A LMT5 é uma linha de média tensão de pequena dimensão, com uma extensão total de
apenas 14,9 km. A rede aérea da linha principal também é constituída por condutores de
Alumínio-Aço com uma secção de 160 mm2. Algumas derivações e ramais para os postos de
transformação têm condutores de cobre com uma secção de 16 e 25mm2, a rede subterrânea
fica situada numa urbanização com uma potência instalada de 2700 kVA no extremo da linha,
na interligação com a SE X. No total está instalada uma potência de 8180 kVA divididos entre
os 23 postos de transformação, abastecendo aproximadamente 2380 clientes. Não estão
instalados órgãos telecomandados nesta linha de média tensão.
Por último, temos a LMT 6, Figura 39, que é uma rede essencialmente aérea com uma
extensão de 17,5 km, com 13 postos de transformação públicos e quatro privados em que a
potência total instalada é de 2362 kVA, abrangendo 1420 clientes. A LMT6 é constituída
principalmente por condutores de Alumínio-Aço com uma secção de 50 mm2 na linha
principal e com uma secção de 30 mm2 nos ramais e derivações. Está instalado um IAT no
início do ramal mais extenso, e nas interligações com a LMT3 estão instalados dois OCR2.
Valter Santos
57
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 39 - Características e esquema geográfico da LMT6 (ORD, 2012).
No total, a rede em estudo tem uma extensão de 158 km, e uma potência instalada nos postos
de transformação de 35832 kVA, fornecendo energia elétrica a aproximadamente 12900
clientes.
5.2.1. Incidentes registados na rede de média tensão em estudo
Para se caracterizar a continuidade de serviço na rede de média tensão em estudo elaborou-se
uma análise extensiva dos incidentes que ocorreram no período de janeiro de 2010 a setembro
de 2012. A escolha deste período deve-se ao facto desta rede de média tensão não ter sofrido
grandes alterações nas suas características.
No período estudado verificaram-se 39 incidentes de longa duração e 295 incidentes de curta
duração. A Tabela 4 mostra a distribuição dos incidentes pelas linhas de média tensão em
estudo. Verificou-se que a LMT1 foi a linha que sofreu maior número de interrupções de
longa duração, tendo ocorrido 11 incidentes com duração superior a 3 minutos, com o
acumulado de tempo de interrupção equivalente da potência instalada de 1,79 minutos. Na
LMT4 ocorreram 10 incidentes de longa duração e com o acumulado de tempo de interrupção
equivalente da potência instalada de 0,84 minutos. Para o cálculo deste indicador só foram
consideradas as interrupções com duração superior a 3 minutos.
Valter Santos
58
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Tabela 4 - Incidentes na rede em estudo no período de janeiro de 2010 a setembro de 2012.
Nº Incidentes
curta duração (t ≤ 3 min)
Nº Incidentes
longa duração (t > 3 min)
TIEPI
(minutos)
LMT1
LMT2
LMT3
LMT4
LMT5
LMT6
SE
53
11
54
85
11
81
-
11
4
8
10
2
3
1
1,79
0,45
0,29
0,84
0,13
0,11
0,20
Em relação aos incidentes de curta duração verificou-se que a LMT4 e a LMT6 foram as
saídas que tiveram mais interrupções, com 85 e 81 respetivamente.
Na rede em estudo verificou-se um incidente de longa duração na subestação que afetou todas
as saídas de média tensão. Este causou interrupção no fornecimento de energia elétrica a todos
os clientes da rede, aproximadamente 12900 clientes.
A Figura 40 apresenta a distribuição do tempo de interrupção equivalente da potência
instalada por saída e por ano (em 2012 só foram analisados os primeiros 9 meses do ano),
verifica-se uma grande diferença deste indicador de qualidade de serviço nas instalações
estudadas. A LMT1 e a LMT4 destacam-se pela negativa, estas linhas apresentam mais tempo
de interrupção equivalente, enquanto a LMT5 e a LMT6 evidenciam-se pela positiva
apresentado os valores mais baixos de tempo de interrupção equivalente.
Figura 40 - Tempo de interrupção equivalente da potência instalada por instalação.
Valter Santos
59
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Este indicador, tempo de interrupção equivalente da potência instalada, é um dos indicadores
mais importantes de continuidade de serviço, uma vez que permite facilmente identificar a
rede que apresenta problemas de continuidade de serviço.
Dos 39 incidentes de longa duração que ocorreram na rede em estudo, 46% foram causados
por casos fortuitos ou de força maior. A Figura 41 mostra a distribuição das causas dos
incidentes dos incidentes de longa duração, e verifica-se que 12 dos incidentes foram
causados por aves (aproximadamente 31% dos incidentes).
Figura 41 - Distribuição das causas dos incidentes de longa duração.
Em aproximadamente 15% dos incidentes não foi possível apurar a causa, foram 6 incidentes
em que o serviço foi reposto após manobras de pesquisa sem a deteção de qualquer elemento
avariado na rede. De seguida descreve-se de forma detalhada os incidentes de longa duração
mais relevantes que ocorreram na rede.
No período estudado, ocorreu na LMT1 um total de 11 incidentes, 5 em 2010, 2 em 2011 e 4
nos primeiros nove meses de 2012. A Tabela 5 apresenta os principais dados dos incidentes.
Verificou-se que no conjunto de incidentes ocorridos, 3 foram causados por cegonhas no
período de nidificação 3 incidentes. Apesar de em todos os casos os apoios de média tensão
estarem equipados com dispositivos anti nidificação, constatou-se que esta solução não se
revelou totalmente eficaz. Os incidentes números 8 e 9 foram provocados por terceiros, neste
caso, abate de árvores que danificou vários condutores, que foram prontamente reparados. O
Valter Santos
60
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
incidente com maior duração foi o número 6, com uma duração de 224 minutos. Neste
incidente efetuaram-se manobras na rede para isolar o defeito, no entanto, o mesmo não foi
detetado, não se tendo encontrado nenhum elemento avariado e não foi possível apurar a
causa do incidente.
Tabela 5 - Descrição dos incidentes de longa duração que ocorreram na LMT1.
Incidente
Grupo de causas
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Desconhecidas
Casos fortuitos (naturais ou ambientais)
Atmosféricas
Proteções/ automatismos
Material/ equipamento
Desconhecidas
Material/ equipamento
Casos fortuitos (terceiros)
Casos fortuitos (terceiros)
Casos fortuitos (naturais ou ambientais)
Casos fortuitos (naturais ou ambientais)
TIEPI
Duração
(minutos) (minutos)
0,09
0,21
0,23
0,12
0,16
0,30
0,22
0,09
0,09
0,21
0,08
33
130
155
43
152
224
110
142
177
169
64
Descrição
Sem deteção de elemento avariado
Ninho de cegonha
Arco cortado e condutores danificados
Falha de comunicações
Condutores danificados
Sem deteção de elemento avariado
Condutores danificados
Arvores em cima dos condutores
Condutores danificados
Ninho de cegonha
Ninho de cegonha
Na LMT2 ocorreram 4 incidentes, 3 em 2010 e 1 em 2012. Foi nesta linha que se verificou o
incidente mais longo de todo o estudo, com 724 minutos, foi no dia 27 de fevereiro de 2010,
dia do temporal “Xynthia”. Neste dia houve regime perturbado e, devido às condições
atmosféricas adversas, algumas árvores fora da faixa de proteção caíram para cima dos
condutores, danificando-os e partindo alguns apoios. O elevado número de incidentes em
simultâneo e a necessidade de recorrer a meios especiais para reparar os elementos avariados
na rede dificultaram a reposição do serviço em tempo útil.
Dos oito incidentes que se verificaram na LMT3, quatro foram provocados pela nidificação de
cegonhas. Nestes casos os apoios de média tensão não tinham qualquer proteção para evitar a
nidificação das aves. Todos os incidentes tiveram uma duração inferior a 134 minutos, sendo
o incidente mais longo provocado pelo defeito de isolamento num descarregador de
sobretensão, instalado num posto de transformação.
Na LMT4 também se verificaram incidentes causados pela nidificação das cegonhas, no
período estudado foram 4 incidentes. A Tabela 6 apresenta os incidentes de longa duração que
ocorreram nesta linha de média tensão. Nos incidentes nº 1, 2 e 8 não foi possível identificar a
Valter Santos
61
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
causa das interrupções. No incidente nº 4 o elemento avariado foi um cabo subterrâneo
danificado devido a defeito de isolamento e só foi possível repor o serviço ao fim de 227
minutos.
Tabela 6 - Descrição dos incidentes de longa duração que ocorreram na LMT4
Incidente
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Grupo de causas
Desconhecidas
Desconhecidas
Casos fortuitos (naturais
Material/ equipamento
Casos fortuitos (naturais
Casos fortuitos (naturais
Material/ equipamento
Desconhecidas
Casos fortuitos (naturais
Material/ equipamento
ou ambientais)
ou ambientais)
ou ambientais)
ou ambientais)
TIEPI
Duração
(minutos) (minutos)
0,04
0,02
0,05
0,23
0,06
0,09
0,17
0,07
0,04
0,07
51
31
66
227
65
33
117
83
59
82
Descrição
Sem deteção de elemento avariado
Sem deteção de elemento avariado
Ninho de cegonha
Cabo subterrâneo danificado
Ninho de cegonha
Ninho de cegonha
Ligador de rede aérea danificado
Sem deteção de elemento avariado
Ninho de cegonha
Isolador danificado
Não se verificaram incidentes relevantes nas outras duas linhas, LMT5 e LMT6. No total
nestas duas linhas ocorreram 5 incidentes com uma duração sempre inferior a 120 minutos.
Em junho de 2012 houve um incidente na subestação que afetou as seis linhas de média
tensão. Na causa deste incidente esteve um animal que provocou um arco interno no
barramento da subestação. A duração deste incidente foi de 160 minutos, sendo necessário
recorrer às subestações próximas para alimentar parte da rede de média tensão.
5.3. Identificação dos cenários
Com base nas características e no estudo dos incidentes que ocorreram na rede de média
tensão foram definidos três casos de estudo. Nestes casos identificam-se as limitações
existentes e apresentam-se algumas soluções que contribuem para a melhoria na continuidade
de serviço nas redes de distribuição.
No primeiro cenário analisam-se as assimetrias nas características das várias linhas de média
tensão e nos indicadores de continuidade de serviço. Ao identificar a linha de média tensão
com os mais baixos índices de continuidade de serviços serão apresentadas medidas que
diminuam os impactos causados pelas interrupções.
Valter Santos
62
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
No segundo cenário será analisado em detalhe o incidente que causou interrupção a maior
número de clientes devido à indisponibilidade total da subestação. Serão identificadas as
limitações da rede, e apresentadas soluções para eliminar as restrições da rede em futuros
incidentes.
Num terceiro cenário descrevem-se dois casos reais implementados durante este estudo que
contribuíram para reduzir os incidentes de curta duração. Utilizou-se o localizador de defeitos
para facilitar a localização e eliminar os defeitos fugitivos. Os procedimentos implementados
poderão ser usados para reduzir o número de interrupções de curta duração nas redes de
distribuição de curta duração.
5.3.1. Cenário I
Através do estudo do desempenho das várias linhas de média tensão constatou-se que a LMT1
apresentou os mais baixos índices de continuidade de serviço, devendo-se este facto às suas
características. É a linha com maior extensão de rede, aproximadamente 41 km, que tem um
maior número de instalações, 43 postos de transformação públicos e 8 postos de
transformação privados com uma potência total instalada de 8315 kVA.
Após uma análise cuidada das características da LMT1 identificou-se uma alteração na rede
que poderá contribuir para melhorar a qualidade de serviço de alguns clientes. Este estudo foi
efetuado tendo como base os seguintes pontos: potência instalada, configuração,
características físicas, fiabilidade e localização dos órgãos telecomandados.
A alteração proposta está representada na Figura 42 e consiste em alterar o ponto de
interligação entre a LMT1 e a LMT4.
Com esta alteração a rede de média tensão da zona industrial que é constituída por 748 metros
de rede subterrânea, 2 postos de transformação de cliente e 1 posto de transformação público,
transita da LMT1 para a LMT4.
Valter Santos
63
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 42 – Alteração proposta ao esquema geográfico da LMT1 (ORD, 2012).
As vantagens desta reconfiguração são as seguintes:
-
A rede subterrânea da zona industrial passa para a LMT4, que já tem uma grande parte
de rede subterrânea. Isto é, separa-se a rede aérea da rede subterrânea;
-
A LMT4 tem mais órgãos telecomandados, permitindo reconfigurar a rede e repor o
serviço rapidamente em caso de defeito;
-
A LMT4 tem menos interrupções de longa duração, e consequentemente melhor
qualidade de serviço. A Tabela 7 mostra estas diferenças no período de janeiro a
setembro de 2012.
Tabela 7 - Comparação da continuidade de serviço entre a LMT1 e LMT4 no período de janeiro a
setembro de 2012.
Linha
LMT1
LMT4
Valter Santos
Nº Incidentes longa
duração (t > 3 min)
4
2
TIEPI
(minutos)
0,46
0,11
SAIDI
(minutos)
0,6
0,11
SAIFI
(nº)
0,022
0,012
64
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Com esta reconfiguração é possível inserir a rede da zona industrial numa linha com melhor
continuidade de serviço e com melhores tempos de reposição de serviço.
Esta reconfiguração foi validada através duma simulação de trânsito de potências. Não se
apuraram ramos em sobrecarga, nem alterações significativas nos valores das tensões nos
diferentes nós das duas linhas.
Outro dado relevante que surgiu do estudo das características das linhas foi o facto de a linha
mais extensa da rede de estudo (LMT1) ter apenas um órgão telecomandado. Como a LMT1 é
a linha que apresenta os piores índices de qualidade de serviço, foi elaborado um estudo sobre
a implementação de órgãos de corte telecomandados nesta linha de média tensão.
Esta alteração implica um grande investimento, e como tal é necessário confirmar o retorno
do investimento através de uma análise técnico-económica.
Nas redes de distribuição de média tensão, segundo o Operador da Rede de Distribuição
(EDP, 2010b), a análise técnico-económica é realizada de acordo com a metodologia
ASCI(D), (Análise, Seleção e Controlo de Investimentos na Distribuição). Esta metodologia
tem em conta o valor do investimento aplicado na realização de obras e o valor dos benefícios
gerados pelo investimento. O benefício em qualidade de serviço é estimado pelos ganhos
esperados em energia não fornecida, o investimento é o custo da aquisição e instalação dos
equipamentos.
O resultado económico do projeto de investimento é anunciado pelos indicadores
considerados na metodologia ASCI(D) que são: relação benefício/custo (B/C) taxa de
rentabilidade inicial (TRI), valor atualizado líquido (VAL) e taxa interna de rentabilidade).
Na avaliação económica da localização de órgãos de telecomandados na rede de média
tensão, pode-se exprimir as equações de cálculo em função do benefício previsto para o
primeiro ano do período de estudo. Para isso, consideram-se os benefícios constantes durante
o período de análise económica. O benefício total, gerado pelo programa de investimento,
será calculado pela Equação 1 (Santos, et al., 2003):
Valter Santos
65
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
(1)
em que,
i : taxa de atualização, p.u.
i = 10% = 0,1 p.u.
Ano 1 : ano em que se inicia o horizonte de estudo (primeiro ano de geração de benefícios)
Ano N : ano em que termina o horizonte de estudo (último ano de geração de benefícios)
B1
Ano N = 30
: somatório dos benefícios obtidos no Ano 1, €
Obs. Na presente situação, restringe-se ao benefício de redução de energia não distribuída na rede MT
B
: benefício total gerado pelo investimento durante o horizonte de estudo, €
resulta,
(2)
O cálculo económico baseia-se no Custo Total (C) do projeto de investimento que se obtém a
partir do Valor de Custo (v.c.) das obras realizadas para implementar o projeto, adicionando
encargos internos do Operador da Rede de Distribuição. Os encargos internos são expressos
pelos seguintes indicadores financeiros: Coeficiente de Encargos de Gestão (CEG),
Coeficiente de Encargos de Estrutura (CEE) e Coeficiente de Encargos Financeiros (CEF).
Assim, conforme a Equação 3 calculamos (Santos, et al., 2003):
(3)
sendo,
(4)
em que,
CEG: Coeficiente de Encargos de Gestão, p.u.
CEG = 13,36% = 0,1336 p.u.
CEE: Coeficiente de Encargos de Estrutura, p.u.
CEG = 16,91% = 0,1691 p.u.
CEF: Coeficiente de Encargos Financeiros, p.u.
CEG = 1,01% = 0,0101 p.u.
kc
: constante económica que exprime a totalidade dos encargos financeiros associados, p.u.
v.c. : valor de custo das obras realizadas, €
C
: custo total do projeto de investimento, €
Valter Santos
66
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Obtemos:
(5)
Assim, resulta:
(6)
A validação técnico-económica de um novo órgão de corte de rede telecomandado implica
que os indicadores verifiquem simultaneamente as seguintes condições:
(7)
sendo,
(8)
temos,
(9)
de onde,
(9)
Obtemos a relação entre o valor de custo das obras a realizar e o benefício previsto para o
primeiro ano do período de estudo:
(10)
e,
(11)
em que,
B/C : relação entre o benefício e o custo do projeto de investimento, p.u.
TRI : taxa de rentabilidade inicial do projeto de investimento, %
i
: taxa de atualização, p.u.
i = 10% = 0,1 p.u.
VAL: valor atualizado líquido, €
B1
: benefícios obtidos no Ano 1, €
B
: benefício total gerado pelo investimento durante o horizonte de estudo, €
C
: custo total do projeto de investimento, €
Valter Santos
67
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
O cálculo da energia não fornecida é efetuado para o primeiro ano do estudo, nos anos
seguintes este valor será atualizado com uma estimativa, através da consideração de uma taxa
de crescimento de cargas. Se considerarmos uma taxa de crescimento das cargas com valor
igual a zero, podemos admitir que os valores da energia não fornecida são constantes ao longo
dos anos. Esta simplificação é aconselhada pelo Operador da Rede de Distribuição neste tipo
de estudo técnico-económico, devido ao facto de o valor da taxa de crescimento de cargas ser
insignificante (Santos, et al., 2003). A valorização económica dos ganhos em energia não
distribuída é efetuada a 1,5 €/ kWh (EDP, 2010b).
O cálculo do ganho anual da energia não fornecida é obtido através da seguinte equação:
(12)
e,
(13)
em que,
GENF: Ganho anual da energia não fornecida, MWh/ano
N
: número de incidentes de longa duração, av/ano
t
: tempo médio ganho na reposição de serviço, h/av
Pmed : potência média não cortada, MW
B1
: benefícios obtidos no Ano 1, €
Vu
: valia unitária, €/ kWh
Os parâmetros N e t são obtidos através do histórico dos incidentes da rede em análise, é
calculada a média de incidentes de longa duração por ano e o tempo médio ganho na
reposição de serviço com telecomando. A potência média não cortada será obtida através das
medidas reais aplicadas à linha em causa. Através da análise das interrupções de longa
duração e do histórico das medidas do painel da LMT1, foram determinados os seguintes
parâmetros da LMT1, Tabela 8:
Valter Santos
68
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Tabela 8 - Parâmetros da LMT1 no período de janeiro de 2010 a setembro de 2012.
N
(av/ano)
t
(h/av)
Pmed
(MW)
4
0,56
1,652
Com base na análise das características dos órgãos de corte de rede telecomandados existentes
na rede aérea, feita no capítulo III, foram escolhidos órgãos de corte do tipo OCR2, visível na
Figura 14. Segundo o Operador da Rede de Distribuição, é este o tipo de órgão que é instalado
atualmente nas redes de distribuição de média tensão (EDP, 2010b).
A otimização da quantidade de órgãos de corte de rede a instalar na LMT1, será avaliada pelo
resultado do estudo técnico-económico, permitindo obter um investimento rentável. A Tabela
9 apresenta o benefício previsto relativo ao ganho da energia não fornecida durante os 30 anos
(período de vida útil dos órgãos de corte de rede). Prevê-se uma redução de aproximadamente
3,7 MWh no valor da energia não fornecida por cada ano.
Tabela 9 - Benefício referente ao ganho da energia não fornecida e o custo unitário do equipamento
tipo OCR2.
Benefício referente ao ganho da energia não
fornecida
GENF
Vu
B1
B
(MWh/ano) (€/kWh )
(€)
(€)
3,700
1,5
5.551
52.326
Custo unitário do
equipamento
v.c.
Tipo
(€)
OCR2
12.780
Numa primeira análise a equação 10 permite calcular qual o número máximo de órgãos de
corte de rede telecomandados a instalar na LMT1, assegurando um resultado do projeto de
investimento rentável. Aplicando a condição da equação 10 conclui-se que economicamente 2
será o número máximo de órgãos a instalar.
Para maximizar os benefícios dos órgãos de corte de rede telecomandados, deve-se considerar
também a instalação destes equipamentos nas interligações que possibilitem a alimentação de
recurso. Estes equipamentos com telecomando nas interligações permitem o restabelecimento
da alimentação de socorro em tempo reduzido. Assim, o nosso projeto de investimento prevê
a instalação de dois órgãos de corte de rede telecomandados, um ficará numa interligação com
Valter Santos
69
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
outra linha, e um sensivelmente a meio na rede. A localização deste órgão será determinada
com base na relação comprimento da rede/ potência instalada, que em caso de defeito permite
dividir a rede em duas partes, uma com defeito e outra sã. Considerando a instalação dos dois
equipamentos, na Tabela 10 está exposto o resultado económico do projeto de investimento
efetuado.
Tabela 10 - Resultado económico do projeto de investimento efetuado para instalação de OCR's na
LMT1.
Custo total dos equipamentos
Nº
OCR2
2
kc
(p.u.)
1,33868
v.c.
(€)
12.780
C
(€)
34.217
Indicadores
técnico-económicos
B/C
TRI
VAL
(p.u.)
(%)
(€)
1,53
14,75
18.109
Concluímos que o investimento efetuado é rentável, o custo do investimento nos dois órgãos
de corte de rede telecomandados é de 34.217 €, prevendo-se que este investimento gere um
benefício de 52.326 €, e a taxa de atualização (i= 10%) é inferior à taxa de rentabilidade
inicial do projeto de investimento (TRI=14,75%).
A localização dos órgãos telecomandados está representada na Figura 43, mas esta deverá ser
validada no terreno. Será necessário a validação do sinal de comunicação, indispensável para
o telecomando, deverá estar garantida a acessibilidade ao local da instalação, será necessário
confirmar que os apoios possuem robustez suficiente para permitir a instalação dos
equipamentos e certificar que os condutores elétricos não apresentem sinais de mau estado.
Valter Santos
70
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 43 - Esquema geográfico da LMT1 com proposta de localização dos OCR’s (ORD, 2012).
Com o estudo técnico-económico favorável, a localização estratégica dos dois órgãos de corte
de rede telecomandados contribuirá para uma melhoria na qualidade de serviço da LMT1. A
sua instalação permitirá reduzir o tempo de reposição de serviço, reduzir o número de
manobras sob defeito, diminuir o tempo de localização do defeito e reduzir o valor da energia
não distribuída.
5.3.2. Cenário II
O incidente com mais impacto na rede em estudo foi o que causou a indisponibilidade total da
subestação (SE A), provocou interrupção no fornecimento de energia à totalidade dos clientes,
aproximadamente 12900 clientes. Este incidente ocorreu durante no ano de 2012 e foi
causado por um animal, que provocou um arco elétrico no barramento de média tensão SE A.
Após a atuação das proteções não foi possível usar este barramento para abastecer os postos
de transformação (públicos e privados) das 6 saídas de média tensão. A Tabela 11 resume os
Valter Santos
71
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
impactos iniciais causados neste incidente, inicialmente o incidente afetou 138 postos de
transformação públicos e 34 postos de transformação privados com uma potência total
instalada de 35.832 kVA.
Tabela 11 - Instalações inicialmente afetadas pelo incidente na SE A.
Instalações
LMT1
LMT2
LMT3
LMT4
LMT5
LMT6
Total
PTs Públicos
(nº)
PTs Privados
(nº)
Potência
Instalada (kVA)
Clientes
(nº)
41
14
24
26
20
13
138
8
4
7
8
3
4
34
8.315
2.420
5.585
8.970
8.180
2.362
35.832
3.300
1.226
2.141
2.466
2.379
1.422
12.934
Com a indisponibilidade do barramento da SE A foi necessário proceder a manobras na rede
de média tensão para repor o serviço ao maior número de clientes possível, sem violação dos
limites impostos pela regulamentação, mantendo as tensões dentro dos valores admissíveis, e
respeitando os limites máximos permitidos pelos equipamentos da rede, salvaguardando
possíveis sobrecargas.
Algumas das manobras foram executadas com utilização dos órgãos de corte de rede
telecomandados, verificando-se celeridade na reposição de serviço. Outras manobras
necessitaram a deslocação de equipas ao terreno, neste caso com pior tempo de reposição de
serviço. A Figura 44 mostra o tempo de reposição de serviço após a ocorrência do defeito.
Verificou-se que duas linhas foram alimentadas recursivamente com manobras de órgãos
telecomandados, o serviço foi reposto ao fim de 3 e 4 minutos na LMT2 e LMT4,
respetivamente. Na LMT5 e na LMT6 foi necessário a deslocação de equipas para os locais
das interligações para se procederem às manobras de recurso das respetivas linhas. Devido ao
tempo de chegada ao local, o serviço foi reposto na LMT5 ao fim de 31 minutos e na LMT1
ao fim de 37 minutos. Na LMT3 e na LMT6 só foi possível repor o serviço quando se reparou
os danos no barramento da SE A provocados pelo defeito, ou seja, estas duas linhas não têm
recurso pela rede de média tensão. O tempo de interrupção no fornecimento de energia
elétrica foi de 159 minutos na LMT3 e de 160 minutos na LMT6.
Valter Santos
72
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 44 - Tempo de reposição de serviço por instalação afetada no incidente da SE A.
Na análise detalhada deste incidente constatou-se que, em caso de indisponibilidade total da
subestação, uma parte significativa da rede não pode ser alimentada recursivamente pela rede
de média tensão. Foi elaborada uma análise com recurso ao estudo do trânsito de potências na
rede de média tensão, com o objetivo de identificar as limitações existentes na rede e procurar
soluções para aumentar a fiabilidade da rede.
No estudo do trânsito de potências elaborado, foram consideradas as pontas máximas de cada
linha de média tensão, o que corresponde ao pior cenário possível. Os dados são mostrados na
Tabela 12 e verificando-se que a LMT1 e a LMT4 são as linhas da rede de média tensão em
estudo que têm valor de ponta mais elevado. No auxílio ao estudo foi utilizado o programa
DPLAN que permitiu simular o comportamento da rede em contexto real. Neste estudo foram
adicionadas à rede inicial as linhas de média tensão que servem de recurso à rede da SE A. Da
SE X temos duas linhas, a LMx1 que interliga com a LMT1, e a LMTx2 que interliga com a
LMT5. Na SE Y existe a LMTy1 que tem uma interligação com a LMT2, e a SE Z tem a
linha LMTz1 que interliga com a LMT4. No estudo também foram consideradas as condições
de ponta máxima para as linhas de recurso, conforme é mostrado na Tabela 12.
Valter Santos
73
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Tabela 12 - Características das linhas de média tensão em condições de ponta.
Subestação A
Subestação X
Tensão referência no Barramento = 15,7 kV
Saída
Cenário de ponta máxima
I
S
Tensão referência no Barramento = 15,7 kV
cos φ
Saída
2.182
0,936
546
0,938
30
818
0,939
70
1.910
0,952
LMT5
35
955
0,952
LMT6
20
546
0,936
(A)
(kVA)
LMT1
80
LMT2
20
LMT3
LMT4
Cenário de ponta máxima
I
S
cos φ
(A)
(kVA)
LMTx1
100
2.728
0,929
LMTx2
25
682
0,933
Subestação Y
Subestação Z
Tensão referência no Barramento = 15,7 kV
Tensão referência no Barramento = 15,7 kV
Cenário de ponta máxima
I
S
Cenário de ponta máxima
I
S
Saída
LMTy1
(A)
(kVA)
42,2
1.152
cos φ
Saída
0,949
LMTz1
(A)
(kVA)
100,0
2.727
cos φ
0,928
No primeiro estudo do trânsito de potências efetuado foram testadas as limitações da rede, e
simulou-se a indisponibilidade do barramento de média tensão na SE A. Efetuaram-se as
manobras de recurso do incidente real, com exceção da LMT3, em que se simulou a reposição
de serviço pela SE Z via LMT4. Nesta simulação o resultado do trânsito de potências
comprovou as limitações da rede neste tipo de contingência, a Tabela 13 mostra os 22 nós da
rede onde se verificaram a violação dos limites de tensão, todos os nós são da LMT3.
Tabela 13 - Violações dos limites de tensão na rede com indisponibilidade da SE A, trânsito de
potências com as limitações da rede.
Violações de tensão
Alimentação
de recurso
Linha
inicial
Id
do nó
Limite
(p.u.)
Tensão
(p.u.)
Violação
(%)
Alimentação
de recurso
Linha
inicial
Id
do nó
Limite
(p.u.)
Tensão
(p.u.)
Violação
(%)
LMTz1
LMT3
LMT3_27
0,9
0,893
-0,8
LMTz1
LMT3
LMT3_40
0,9
0,895
-0,6
LMTz1
LMT3
LMT3_33
0,9
0,893
-0,8
LMTz1
LMT3
LMT3_37
0,9
0,895
-0,6
LMTz1
LMT3
LMT3_26
0,9
0,893
-0,8
LMTz1
LMT3
LMT3_44
0,9
0,895
-0,6
LMTz1
LMT3
LMT3_38
0,9
0,893
-0,7
LMTz1
LMT3
LMT3_30
0,9
0,895
-0,6
LMTz1
LMT3
LMT3_23
0,9
0,894
-0,7
LMTz1
LMT3
LMT3_32
0,9
0,895
-0,5
LMTz1
LMT3
LMT3_34
0,9
0,894
-0,7
LMTz1
LMT3
LMT3_24
0,9
0,895
-0,5
LMTz1
LMT3
LMT3_31
0,9
0,894
-0,7
LMTz1
LMT3
LMT3_45
0,9
0,896
-0,5
LMTz1
LMT3
LMT3_35
0,9
0,894
-0,7
LMTz1
LMT3
LMT3_36
0,9
0,896
-0,4
LMTz1
LMT3
LMT3_28
0,9
0,894
-0,6
LMTz1
LMT3
LMT3_42
0,9
0,897
-0,3
LMTz1
LMT3
LMT3_43
0,9
0,894
-0,6
LMTz1
LMT3
LMT3_25
0,9
0,897
-0,3
LMTz1
LMT3
LMT3_41
0,9
0,895
-0,6
LMTz1
LMT3
LMT3_39
0,9
0,898
-0,2
Valter Santos
74
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Na Figura 45 estão representadas geograficamente as zonas da rede com violações nos valores
de tensão regulamentares. Os nós da LMT3 apresentam valores de tensão inferiores aos 0,9
p.u, valor mínimo de tensão regulamentar, e algumas das instalações da LMT4 têm tensões de
0.91 p.u. estando assim com valores muito próximos do limite. Como na LMT6 só existem
interligações com a LMT3 não foi possível a alimentação de recurso, ficando todas as
instalações da LMT6 sem energia elétrica.
Figura 45 - Esquema geográfico da rede com indisponibilidade da SE A, resultado do trânsito de
potências com as limitações da rede.
Valter Santos
75
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Com esta reconfiguração de rede, no trânsito de potências não se verificou nenhuma situação
de sobrecarga nos equipamentos que constituem a rede de média tensão. Confirmou-se que
devido aos valores de tensão, em situações de indisponibilidade total da SE A não é possível
repor o serviço aos clientes da LMT3 e LMT6.
Para resolver estas limitações equacionaram-se as seguintes hipóteses:
- Construir uma interligação entre a LMT3 e a rede de média tensão circundante de
outra subestação. Como o nível de tensão da rede circundante é de 30 kV, diferente do
nível de tensão da LMT3, para se executar a interligação seria necessário construir
uma nova subestação 30/15 kV.
- Construir uma interligação entre a LMT6 e a LMT2, estabelecendo um fuso entre as
duas linhas. Assim, será necessário analisar um ponto da rede onde a interligação seja
exequível, e estudar a comportamento da rede em situação de contingência.
Economicamente a segunda opção será mais vantajosa, no entanto, será necessário comprovar
a sua viabilidade técnica, garantindo que as limitações da rede de média tensão em situações
de indisponibilidade da subestação serão eliminadas. Este estudo será apresentado de seguida,
na Figura 46 está a exposta a interligação proposta entre a LMT2 e a LMT6. Foram
considerados as características dos condutores e a distância entre as duas linhas para a escolha
do local da interligação, pois são estas características que podem alterar o resultado do novo
trânsito de potências. A interligação proposta tem 2470 metros e será constituída por
condutores do tipo Alumínio-Aço com uma secção de 90 mm2.
Valter Santos
76
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 46 - Esquema geográfico da rede com a interligação proposta entre a LMT2 e a LMT6 (ORD,
2012).
Caso esta interligação resolva as limitações da nossa rede neste caso de estudo, será sempre
necessário confirmar no terreno que esta interligação poderá ser executada.
A interligação proposta modifica o comportamento da rede em caso de indisponibilidade total
da SE, assim, é necessário efetuar um novo trânsito de potências para comprovar essas
alterações. As reconfigurações efetuadas na rede para o novo trânsito de potências são iguais à
simulação anterior na LMT1, na LMT5 e na LMT 4. Com a nova interligação, as restantes
linhas de média tensão têm uma reconfiguração diferente, a LMTy1 é recurso à LMT2, à
LMT6 e à LMT3. Na Tabela 14 descrevem-se as manobras de reconfiguração efetuadas para
o novo trânsito de potências, como se simula a indisponibilidade da SE A todos os disjuntores
das saídas LMT1, LMT2, LMT3, LMT4, LMT5 e LMT6 estão desligados. As cargas destas
linhas serão alimentadas pelas subestações de recurso através das respetivas linhas.
Valter Santos
77
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Tabela 14 – Manobras de reconfiguração da rede de média tensão com a nova interligação entre a
LMT2 e a LMT6, trânsito de potências com indisponibilidade da SE A.
Indisponibilidade total da SE A, todos os disjuntores das saídas estão desligados
Linha
inicial
LMT1
LMT4
LMT5
LMT2
LMT6
LMT3
Órgão de corte
a fechar
Interligação com a LMTx1
Interligação com a LMTz1
Interligação com a LMTx2
Interligação com a LMTy1
Interligação com a LMT2
Interligação com a LMT6
Subestação
de recurso
SE X
SE Z
SE X
SE Y
SE Y
SE Y
Linha de
recurso
LMTx1
LMTz1
LMTx2
LMTy1
LMTy1
LMTy1
Desempenho das linhas de recurso
I (A)
S (kVA)
cos φ
191
5.219
0,923
179
4.883
0,924
61
1.657
0,941
118
3.213
0,935
-
Com a nova interligação, o resultado do trânsito de potências revela melhorias significativas
no desempenho da rede de média tensão, pois as limitações da rede neste tipo de contingência
(indisponibilidade total da SE A) já não se verificam. A LMT6 e a LMT3 têm recurso pela
rede de média tensão, com a SE Y a alimentar as três linhas (LMT2, LMT6 e LMT3) sem se
verificarem violações nos limites dos valores de tensão. Os valores de tensão em p.u. estão
representados geograficamente na Figura 47, e comprova-se que na LMT3 as restrições foram
superadas com valores de tensão dentro dos limites regulamentares.
Neste trânsito de potências também não se verificou qualquer sobrecarga nos elementos que
constituem a rede em estudo. A nova interligação permite assim que a rede de média tensão
da SE A tenha recurso através da rede das subestações circundantes.
Valter Santos
78
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 47 - Esquema geográfico da rede com indisponibilidade da SE A, resultado do trânsito de
potências com a nova interligação entre a LMT2 e a LMT6.
No incidente que causou a indisponibilidade do barramento da SE A, só foi possível repor o
serviço aos clientes da LMT6 e da LMT3 quando o barramento ficou disponível. Com a
construção da interligação entre a LMT2 e a LMT6 seriam minimizadas as perturbações
registadas pelos clientes.
Valter Santos
79
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
5.3.3. Cenário III
Na rede em estudo verificaram-se 295 interrupções de curta duração provocadas por defeitos
fugitivos, estes tipos de defeitos são de difícil de deteção. As redes de média tensão são
extensas e para detetar os defeitos que provocam estas interrupções é necessário uma inspeção
visual a toda a extensão da rede. Para realizar esta tarefa é necessário a presença de muitos
meios técnicos no terreno, e nem sempre a inspeção visual é bem-sucedida por se tratar de um
defeito não permanente.
Durante a análise das características da rede de média tensão identificou-se uma
funcionalidade do sistema de proteções que poderia contribuir para a localização de defeitos
na rede em estudo. Estabeleceu-se um procedimento com a finalidade de identificar e eliminar
os defeitos fugitivos que causavam mais interrupções de curta duração. Durante um mês
foram analisadas este tipo de interrupções nas seis linhas de média tensão onde se realizou o
procedimento exposto no fluxograma da Figura 48:
Figura 48 - Fluxograma da análise dos incidentes de curta duração.
Valter Santos
80
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Após o disparo do disjuntor e religação bem-sucedida o incidente de curta duração é estudado
pormenorizadamente. A instalação afetada é identificada, e através dos registos dos alarmes
das proteções procede-se à análise das características do defeito que ocorreu, defeito fasefase, defeito fase-terra, defeito pouco ou muito resistivo, valor da resistência e da reactância
de defeito. Com os dados das características do defeito utiliza-se o programa DPLAN para
identificar a possível zona de defeito através da funcionalidade “Localização de Defeitos”. Os
dados da análise do incidente são guardados e realiza-se uma comparação com o histórico de
incidentes da mesma instalação. São comparadas as zonas de defeito, o tipo de defeito,
condições atmosféricas e a hora a que ocorreu o defeito, esta comparação permite identificar
se é um defeito reincidente. Em caso afirmativo solicita-se uma inspeção no terreno,
transmitindo informação da zona de defeito e as especificidades do defeito para facilitar a sua
identificação. Por fim, com o defeito detetado e identificado, este será eliminado da rede o
mais rapidamente possível para evitar novos incidentes de curta duração causados pelo
mesmo defeito.
Durante o mês de agosto ocorreram vinte incidentes de curta duração na rede de estudo,
Tabela 15, distribuídos da seguinte forma, seis incidentes na LMT1 e sete incidentes na
LMT4 e na LMT6. Na LMT1 atuaram dois tipos de proteção, disparou a proteção fase-terra
quatro vezes e disparou a proteção fase-fase duas vezes, na LMT4 e na LMT6 atuou sempre a
proteção fase-fase.
Tabela 15 - Incidentes de curta duração que ocorreram na rede durante o mês de agosto.
Instalação
Dia
hora
LMT1
LMT1
LMT1
LMT1
LMT1
LMT1
-
4
11
17
19
24
30
-
07:15
15:20
19:12
07:08
07:50
16:15
-
Tipo de
Instalação
defeito
Fase-Terra
LMT4
Fase-Terra
LMT4
Fase-Fase
LMT4
Fase-Terra
LMT4
Fase-Terra
LMT4
Fase-Fase
LMT4
LMT4
Dia
hora
2
11
18
19
23
28
30
20:21
19:18
08:23
07:30
18:48
16:43
09:36
Tipo de
Instalação
defeito
Fase-Fase
LMT6
Fase-Fase
LMT6
Fase-Fase
LMT6
Fase-Fase
LMT6
Fase-Fase
LMT6
Fase-Fase
LMT6
Fase-Fase
LMT6
Dia
hora
6
8
12
22
24
26
27
18:26
17:27
15:10
18:44
17:22
18:17
08:02
Tipo de
defeito
Fase-Fase
Fase-Fase
Fase-Fase
Fase-Fase
Fase-Fase
Fase-Fase
Fase-Fase
Na análise dos incidentes de curta duração foi utilizado o procedimento da Figura 48, onde a
exposição será apresentada por linha média tensão.
Valter Santos
81
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Na LMT1 os incidentes dos dias 4,11 e 19 apresentavam características idênticas, e como o
resultado da simulação apresentava a mesma zona de defeito para os dois casos, foi solicitado
uma inspeção no terreno. A simulação efetuada permitiu reduzir a zona de pesquisa do defeito
a 782 metros, aproximadamente de 2% do total da extensão da linha de média tensão. A zona
de defeito está assinalada a vermelho na Figura 49. Transmitiu-se as características do defeito
às equipas, que no terreno após uma inspeção visual na zona do defeito identificaram uma
filaça danificada próximo da travessa num apoio, Figura 50.
O incidente do dia 24 também estava relacionado com os incidentes anteriores, o elemento
avariado já estava detetado mas a reparação ainda não tinha sido realizada. A reparação foi
efetuada em setembro com recurso aos trabalhos em tensão não sendo necessário efetuar
nenhuma interrupção no fornecimento de energia elétrica aos clientes.
Filaça danificada
Legenda
Figura 49 - Zona de defeito fase-terra na LMT1
(ORD, 2012).
Figura 50 - Defeito fase-terra na LMT1, filaça
danificada (ORD, 2012).
Na LMT4 os incidentes dos dias 04 e 11 apresentavam características idênticas, defeito fasefase, o mesmo período horário, e das simulações resultava a mesma zona de defeito. Também
no dia 17 surgiu um incidente na LMT1 por atuação da proteção fase-fase, no resultado da
simulação a zona de defeito para este incidente verificou-se que geograficamente uma parte
da rede coincidia com a LMT4. Comparando a Figura 51 com a Figura 52 verifica-se que
Valter Santos
82
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
parte da zona de defeito é comum às duas linhas, é o traçado logo à saída da SE A em que as
duas linhas têm os mesmos apoios, uma extensão de rede aérea de 1310 metros.
Legenda
Figura 51 - Zona de defeito fase-fase na LMT4
(ORD, 2012).
Legenda
Figura 52 - Zona de defeito fase-fase na LMT1
(ORD, 2012).
Com a confirmação da zona de defeito e com o relacionamento entre os defeitos da LMT1 e
LMT4 foi solicitada a colaboração das equipas para realizar uma inspeção no local, as equipas
foram informadas das características dos defeitos. Numa primeira pesquisa no local não foi
detetado nenhum elemento da rede que estivesse na origem dos defeitos, mas durante a
inspeção as equipas avistaram muitas aves no local. Numa segunda deslocação à zona de
defeito, já dentro do mesmo período horário dos incidentes (das 19:00 às 20:30), verificaram
que as aves pousavam nas linhas de média tensão formando bandos que preenchiam a
totalidade dos vãos, Figura 53 e Figura 54.
As linhas de média tensão estão geograficamente instaladas numa zona de cultura de cereais.
Nesta zona geográfica comum às duas linhas existiam campos cultivados com milho, motivo
para a grande concentração de aves que pousavam nos condutores elétricos, formando grandes
bandos no início e no fim do dia.
Valter Santos
83
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Figura 53 - Aves pousadas nos condutores
elétricos da LMT4 (ORD, 2012).
Figura 54 - Aves pousadas nos condutores
elétricos no traçado constituído pelos dois
ternos (LMT1 e LMT4) (ORD, 2012).
Na causa dos defeitos fase-fase está a grande oscilação dos condutores elétricos, aquando do
levantamento, em simultâneo, de grande número de aves de pequeno porte. A aproximação
dos condutores de fase provocava curto-circuito, para evitar estes incidentes seria necessário
instalar dispositivos que impedissem o contacto entre os condutores de fase. Foram propostos
os seguintes dispositivos para o efeito, Tabela 16.
Tabela 16 - Dispositivos para a proteção de avifauna (EDP, 2011).
Anel de proteção
Dispositivo composto por dois semianéis isolantes, de
policloreto de vinil (PVC) e por uma pinça metálica. O anel de
proteção destina-se a impedir os contactos entre os
condutores de fase, nus, de linhas aéreas de média tensão,
quando do levantamento, em simultâneo, de grande número
de aves de pequeno porte. Destina-se à proteção da avifauna
contra as eletrocussões.
Espiral de sinalização dupla Espiral de polipropileno ou PVC, de cor branca, vermelha ou
laranja. A espiral de sinalização dupla é aplicada em linhas
aéreas de alta e média tensão, nos condutores de fase, nus ou
cobertos e nos cabos de guarda. Destina-se à proteção da
avifauna contra as colisões.
Valter Santos
84
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Como os terrenos estavam cultivados não foi possível a instalação dos dispositivos sugeridos
em tempo útil, durante o mês de agosto verificaram-se mais incidentes de curta duração na
LMT4 relacionados com a concentração de aves na zona apresentada.
Na LMT6 também se analisaram os incidentes de curta duração, o resultado obtido foi
idêntico ao exposto para LMT1 e para LMT2. Sendo os defeitos causados pelos contatos entre
os condutores de fase devido à movimentação de grande número de aves de pequeno porte.
Tecnicamente só foi exequível a instalação dos dispositivos propostos nas zonas de defeito
identificadas (na LMT1, LMT4 e na LMT6) depois da colheita dos cereais. Os dispositivos
para a proteção de avifauna foram instalados durante o mês de outubro, Figura 55 e Figura 56.
Figura 55 - Instalação de dispositivos para a
proteção de avifauna na LMT6 (ORD, 2012).
Figura 56 - Instalação de dispositivos para a
proteção de avifauna na LMT1 (ORD, 2012).
A implementação do procedimento de análise dos incidentes de curta duração permitiu
identificar os defeitos que provocavam as interrupções nas três linhas de média tensão, e com
a implementação das medidas propostas foi possível eliminar as causas dos defeitos.
Valter Santos
85
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
CAPÍTULO VI – Conclusões
6. Conclusões
Com realização deste projeto foi possível identificar, na análise temporal entre 2004 e 2011,
uma melhoria considerável nos indicadores de continuidade de serviço. Isto revela que o
desempenho das redes de distribuição de média tensão tem vindo a melhorar, a par com a
diminuição da indisponibilidade das redes.
Verificou-se uma significativa melhoria ao nível das interrupções causadas pela realização de
trabalhos previstos. Isto deve-se à utilização de novas técnicas de trabalho por parte do
Operador da Rede de Distribuição para realização de trabalhos de manutenção nas redes, sem
interromper o fornecimento de energia elétrica aos clientes.
Da análise das causas dos incidentes podemos concluir que a qualidade e adequação dos
materiais e equipamentos, têm grande influência na disponibilidade das redes de distribuição
de média tensão, o que demonstra a importância da utilização de materiais e equipamentos
com maior fiabilidade e adequação ao meio.
Atualmente, a utilização de novos sistemas de apoio nas redes de distribuição, na supervisão,
no controlo e no planeamento, permitem ao Operador da Rede de Distribuição maior eficácia
na realização da sua atividade. Não obstante, deve ser feito um acompanhamento e análise
constantes aos incidentes ocorridos, para que estes sejam evitados e assim minimizadas as
perturbações.
No caso de estudo foi possível colocar em prática alguns dos conhecimentos obtidos com o
estudo das características das redes de distribuição. Ficou demonstrado que o histórico dos
incidentes permite ao Operador da Rede de Distribuição identificar pontos da rede menos
fiáveis, e assim prever de forma eficaz os melhoramentos a realizar.
Valter Santos
87
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Na primeira análise da rede de média tensão em estudo foi sugerida uma alteração na LMT1
que beneficiará a qualidade de serviço prestada aos clientes da zona industrial. Esta melhoria
consiste na alteração da interligação entre a LMT1 e a LMT4, e foi proposta ao Operador da
Rede de Distribuição, que prontamente procedeu à sua implementação. A rede subterrânea de
média tensão da zona industrial poderá ter melhor qualidade de serviço, não sendo
diretamente afetada pelos incidentes que ocorrem na rede aérea da LMT1, instalada
geograficamente em zona agrícola com grande densidade de avifauna.
Também na LMT1, o estudo apresentado sobre a instalação de órgãos de corte
telecomandados permitirá melhorar a qualidade de serviço desta linha. Ficou demonstrado
através do estudo técnico-económico que a instalação de dois órgãos telecomandados é uma
solução viável, podendo assim reduzir a disparidade na qualidade de serviço da LMT1 em
relação às restantes linhas de média tensão.
Foram identificadas e comprovadas as limitações da rede de média tensão na reposição de
serviço durante um incidente da indisponibilidade total da subestação. Neste tipo de
incidentes não existe recurso à LMT3 e à LMT6, ficando a alimentação destas instalações
dependentes do tempo da reparação dos elementos avariados. A solução apresentada, com a
construção de uma interligação entre a LMT2 e a LMT6 permitirá reduzir as perturbações
causadas pela indisponibilidade da subestação. Esta interligação possibilitará o recurso total
das linhas de média tensão da SE A através das linhas de média tensão das subestações
circundantes, contribuindo para uma maior flexibilização da rede e melhoria na qualidade de
serviço.
Por fim, as interrupções de curta duração eram constantes na rede em estudo. A localização de
defeitos fugitivos ou semipermanentes nas redes de média tensão pode ser uma tarefa
demorada dada a extensão da rede, consumindo muitos recursos e sem garantias de sucesso.
Foi então elaborado e executado um procedimento para facilitar a localização dos defeitos,
permitindo detetar as causas dos incidentes de curta duração durante um mês. Assim, é
possível reduzir o número de incidentes de curta duração na rede e eventualmente prevenir
defeitos permanentes ao detetar situações ainda precoces. Este procedimento foi realizado em
contexto real com recurso a meios existentes, o sistema de proteções da SE A, o sistema
Valter Santos
88
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
SCADA e a funcionalidade de localização de defeitos do DPLAN. Ficou comprovado em
contexto real que este procedimento poderá contribuir significativamente para a melhoria da
qualidade de serviço. Os resultados foram apresentados ao Operador da Rede de Distribuição
que manifestou a intenção de retomar o projeto piloto iniciado em 2010.
O presente estudo evidenciou algumas ações de melhoria significativas que poderão ser
Implementadas pelo Operador da Rede de Distribuição, com vista a aumentar a
disponibilidade e fiabilidade das redes de distribuição de média tensão.
6.1. Perspetivas de trabalhos futuros
Com o estudo das causas dos incidentes de média tensão, conclui-se que o grupo
material/equipamento contribui significativamente disponibilidade das redes de distribuição.
Esta constatação motiva a que sejam desenvolvidos estudos sobre a fiabilidade dos materiais e
dos equipamentos utlizados nas redes, e sobre a sua adequação às condições do meio em que
se inserem, de forma a otimizar a sua utilização.
Ocorreram incidentes na rede de média tensão do caso de estudo provocados pela nidificação
de aves, por vezes em apoios de média tensão equipados com dispositivos anti nidificação.
Este facto demostra que nem sempre estes dispositivos são eficazes, sendo necessário
desenvolver outras medidas e técnicas que evitem os defeitos provocados pela avifauna.
Com este estudo pretendeu-se contribuir para uma melhoria na continuidade de serviço das
redes de distribuição de média tensão, prevenindo incidentes e minimizando as interrupções.
Valter Santos
89
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Referências bibliográficas
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Valter Santos
91
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Valter Santos
92
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Valter Santos
93
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
ANEXOS
Valter Santos
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Anexo I - Indicadores de continuidade de serviço
O Operador da Rede de Distribuição procederá, em cada ano civil, à caracterização da
continuidade de serviço, devendo para o efeito determinar os seguintes indicadores (Artigo
15.º do RQS):
Indicadores Gerais
SAIFI- Frequência média das interrupções do sistema
Quociente do número total de interrupções nos pontos de entrega, num determinado período,
pelo número total de pontos de entrega.
Nj = n.º de clientes afetados pela interrupção j.
N = n.º total de pontos de entrega.
NI = n.º total de interrupções.
SAIDI- Duração média das interrupções do sistema
Quociente da soma das durações das interrupções em todos os clientes do sistema, durante
determinado período, pelo número total de pontos de entrega nesse mesmo período.
Nj = n.º de clientes afetados pela interrupção j.
N = n.º total de pontos e entrega.
Tj = duração da interrupção j.
NI = n.º total de interrupções.
END- Energia não distribuída
Valor estimado da energia não distribuída nos pontos de entrega do Operador da Rede de
Distribuição, devido a interrupções de fornecimento, durante um determinado intervalo de
tempo.
Valter Santos
A
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
TIEPI – Tempo de interrupção equivalente da potência instalada
Quociente entre o somatório do produto da potência instalada interrompida nos postos de
transformação de serviço público e particular (PIk) pelo tempo de interrupção de
fornecimento daqueles postos (tk), e o somatório das potências instaladas em todos os postos
de transformação de serviço público e particular (Pinst) da rede de distribuição (minutos).
Indicadores individuais
Frequência de interrupções
Número de interrupções num ponto de entrega (cliente AT, MT ou BT) durante um
determinado período.
Duração total das interrupções
Soma das durações das interrupções verificadas num ponto de entrega durante um
determinado período.
Durante este trabalho foram utilizados indicadores de continuidade de serviço que não
estão regulados no RQS, são os seguintes:
ASUI - Indisponibilidade do sistema
Quociente do número total de horas de serviço indisponível nos clientes do sistema, durante
determinado período, pelo número total de horas de serviço solicitado pelos clientes nesse
mesmo período (%) [18].
Nj = n.º de clientes afetados pela interrupção j.
N = n.º total de clientes
Tj = duração da interrupção j.
NI = n.º total de interrupções.
Valter Santos
B
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
ASAI - Disponibilidade do sistema
Quociente do número total de horas de serviço disponível nos clientes do sistema, durante um
determinado período, pelo número total de horas de serviço solicitado pelos clientes nesse
mesmo período (%) [18].
Nj = n.º de clientes afetados pela interrupção j.
N = n.º total de clientes
Tj = duração da interrupção j.
NI = n.º total de interrupções.
CAIDI - Duração média das interrupções
Quociente da soma das durações das interrupções em todos os clientes do sistema, durante um
determinado período, pelo número total de interrupções nos clientes, nesse mesmo período.
Nj = n.º de clientes afetados pela interrupção j.
Tj = duração da interrupção j.
NI = n.º total de interrupções.
Valter Santos
C
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Anexo II - Qualidade de serviço técnico
Tabelas dos indicadores gerais
Nas tabelas A2.1, A2.2, A2.3 e A2.4 foram utilizadas as seguintes abreviaturas:
TIN – Trabalhos inadiáveis;
FFM – Casos fortuitos ou de força maior;
RSE – Razões de segurança;
FIC – Facto imputável ao cliente;
ATM – Atmosféricas;
P/A/T/C – Proteções/ Automatismos/ Teleacção/ Comunicações;
M/E – Material/ Equipamento;
MAN – Manutenção;
TEC – Técnicas;
HUM – Humanas;
EEX – Entidades Exteriores;
DES – Desconhecidas.
Análise por causas / EDP
Período de análise: anual (2004, 2005, 2006, 2007, 2008, 2009, 2010 e 2011).
Instalação de origem: rede de distribuição de média tensão.
Energia não distribuída (END)
Tabela A2.1
Ano
END MT (MWh)
Acidentais
Previstas
Total
TIN
FFM
RSE
FIC
ATM
P/A/T/C
M/E
MAN
TEC
HUM
EEX
DES
Totais acidentais
2004
2640
313
4025
22
13
1259
510
4003
908
281
236
424
629
12623
15263
2005
2153
333
2478
82
11
1083
374
4742
734
298
361
391
496
11382
13535
2006
880
407
4247
1715
488
4154
739
219
291
470
293
13021
13901
2007
295
251
1829
12
1049
398
3135
516
97
122
410
322
8142
8437
2008
23
156
1595
5
1219
466
4053
439
77
73
434
446
8965
8988
2009
8
88
1879
2
1510
320
3450
485
51
71
448
290
8594
8602
2010
5
98
1575
5
997
186
3522
526
74
53
524
207
7768
7773
2011
10
55
1312
11
495
230
2182
304
26
102
217
161
5093
5103
Valter Santos
E
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI)
Tabela A2.2
Ano
TIEPI MT (minutos)
Acidentais
Previstas
TIN
FFM
RSE
FIC
Total
ATM
P/A/T/C
M/E
MAN
TEC
HUM
EEX
DES
Totais acidentais
17,8
7,3
55,0
12,7
3,8
3,1
6,2
9,1
176,5
215,3
13,8
4,8
61,8
9,5
3,8
4,7
4,9
6,6
146,5
175,0
2004
38,8
4,2
56,8
2005
28,5
4,1
31,2
2006
11,7
5,3
52,9
21,4
6,2
53,1
9,3
2,8
3,8
6,2
3,9
164,8
176,5
2007
3,8
3,2
24,3
13,3
5,3
40,1
6,5
1,2
1,6
5,3
4,2
105,2
109,0
1,9
20,0
15,4
5,9
51,3
5,5
1,0
0,9
5,4
5,7
113,1
113,4
21,3
4,5
49,0
6,7
0,7
1,0
6,4
4,1
121,3
121,4
2008
1,1
2009
0,1
1,3
26,4
2010
0,1
1,5
23,3
0,1
14,6
2,8
52,8
7,8
1,1
0,8
7,8
3,2
115,7
115,8
2011
0,1
0,8
19,2
0,2
7,5
3,5
32,4
4,4
0,4
1,5
3,2
2,4
75,3
75,5
Frequência média das interrupções do sistema (SAIFI)
Tabela A2.3
Ano
SAIFI MT (nº)
Acidentais
Previstas
TIN
FFM
RSE
FIC
Total
ATM
P/A/T/C
M/E
MAN
TEC
HUM
EEX
DES
Totais acidentais
2004
0,24
0,19
1,22
0,01
0,54
0,31
1,03
0,21
0,17
0,10
0,15
0,32
4,26
4,50
2005
0,19
0,19
0,73
0,03
0,43
0,25
1,21
0,16
0,17
0,13
0,13
0,27
3,69
3,88
2006
0,08
0,22
1,07
0,67
0,33
1,05
0,15
0,15
0,14
0,18
0,18
4,15
4,22
2007
0,04
0,15
0,63
0,56
0,27
0,84
0,12
0,11
0,05
0,16
0,21
3,12
3,15
2008
0,01
0,13
0,44
0,53
0,25
0,98
0,11
0,04
0,05
0,20
0,25
2,98
2,99
0,07
0,66
0,71
0,16
1,01
0,12
0,05
0,05
0,13
0,14
3,13
3,13
2009
0,01
2010
0
0,1
0,71
0
0,75
0,14
1,19
0,17
0,06
0,04
0,16
0,27
3,61
3,61
2011
0,01
0,05
0,53
0
0,42
0,12
0,76
0,1
0,03
0,06
0,09
0,22
2,4
2,4
Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)
Tabela A2.4
Ano
SAIDI MT (minutos)
Acidentais
Previstas
TIN
FFM
RSE
Total
FIC
ATM
P/A/T/C
M/E
MAN
TEC
HUM
EEX
DES
Totais acidentais
0,8
30,3
9,0
70,4
15,2
4,8
3,2
7,1
13,9
252,4
310,5
0,9
24,2
6,5
78,5
11,5
4,8
4,4
6,4
9,2
205,5
248,4
2004
58,0
6,4
91,1
2005
42,9
6,2
50,2
2006
17,1
10,4
88,4
38,2
9,3
68,1
11,1
3,4
3,1
8,0
5,5
245,5
262,5
2007
6,9
6,8
41,9
28,3
7,3
53,4
8,6
1,5
1,8
7,2
6,2
163,1
169,9
2008
0,6
3,4
32,5
29,2
7,7
68,2
7,8
1,0
1,1
6,8
8,5
166,3
166,9
2009
0,3
2,1
48,3
42,3
5,0
63,9
8,5
1,0
1,2
8,1
5,6
186,0
186,3
2010
0,3
3,0
48,1
0,1
30,0
3,8
74,4
11,7
1,2
1,0
10,6
5,2
189,0
189,3
2011
0,4
1,7
37,5
0,1
14,6
4,1
49,7
6,7
0,4
2,0
5,2
3,3
125,4
125,7
Valter Santos
2,6
F
Continuidade de Serviço nas Redes de Distribuição de Energia Elétrica
Observações:
Os critérios considerados foram:
- Apenas são consideradas as interrupções longas (> 3 minutos);
- Não estão incluídas as interrupções:
- Do grupo FIC as motivadas por Cliente de média tensão na sua Instalação e
que não afetaram outros Clientes.
- Previstas com o Código 180 "Acordo c/ Cliente por Iniciativa do Cliente";
- Com origem no posto de transformação de Cliente;
- As previstas são o somatório dos grupos: Razões de Serviço; Razões de Interesse
Público e Acordo com o Cliente;
- Valores EDP (base EDP).
Valter Santos
G