Sistemas de supervisão e comando: grande aliado na operação e manutenção das redes de distribuição

Por Rafael Borges de Oliveira* e Caio Huais

Iniciamos o ano de 2024 trazendo uma reflexão sobre a importância dos sistemas de supervisão e comando do sistema elétrico para a distribuição de energia.

De grande relevância para todo bom funcionamento do sistema, os centros de operação exercem um papel vital na continuidade e perenidade do fornecimento de energia para a população. São através
dos centros de operações que se faz o gerenciamento completo de toda energia distribuída para a população.

Nesse contexto, a principal ferramenta de um centro de controle são informações. Os operadores de sistema precisam ter informações claras e precisas para controlar o sistema de forma adequada, conseguindo levar aos clientes algo tão essencial atualmente: energia de qualidade.

Os equipamentos das subestações, como transformadores, disjuntores, religadores, chaves, bancos de capacitores, reatores, entre outros, são ativos das concessionárias de energia elétrica, seja de
geração, transmissão ou distribuição. O monitoramento desses ativos é fundamental para um centro de controle. Os sistemas de supervisão ou SCADA são a união de hardware e software permitindo controlar em um único ou em vários locais processos ou instalações de forma remota, por meio de um centro de controle.

O sistema supervisório deve fornecer em tempo real informações em velocidade adequada dos equipamentos e processos a serem monitorados. Como exemplo podemos citar o monitoramento das grandezas analógicas de um transformador: corrente, tensão, potência etc. e o monitoramento de estado de disjuntores.

Figura 1 – Topologia integração equipamentos de campo com sistema
supervisório. FONTE-Equipamentos de Alta Tensão Prospecção e
Hierarquização de Inovações Tecnológicas, página 785.

Os dados fornecidos ao sistema supervisório permitem: monitoramento em tempo real, controle remoto, gestão de alarmes e notificações, histórico de dados e geração de registros.

A interface gráfica do sistema supervisório precisa ser intuitiva e fornecer ao operador de sistema informações relevantes para uma tomada de decisão rápida e assertiva. Os alarmes devem ser padronizados e hierarquizados de forma a facilitar o monitoramento e as recomposições
do sistema.
Um centro de controle de uma empresa de distribuição funciona sob 4 premissas básicas:

1 – Controle de tensão;
2 – Controle de carregamento;
3 – Recomposição do sistema;
4 – Monitoramento.

As 3 primeiras premissas estão intimamente ligadas a satisfação dos clientes, já que o objetivo maior é sempre oferecer um produto de qualidade aos clientes. O controle de tensão é fundamental para
a qualidade da energia, evitando desligamentos indevidos. Além de proteger os ativos, a recomposição do sistema deve ser ágil e segura. Já a quarta premissa é complementar às 3 primeiras e possui um caráter preventivo/preditivo.

A qualidade e a velocidade com que as informações são disponibilizadas ao centro de controle são fundamentais para o sucesso do centro de controle. Esses requisitos de qualidade dependem de vários fatores, entre eles: canal de comunicação, topologia de rede, equipamentos de integração
e o sistema de fornecimento ininterrupto de energia.

O desenvolvimento das tecnologias de telecomunicações fornece uma gama variada de opções de canais de comunicação: comunicação via satélite (VSAT), BGAN, fibra óptica, internet via fibra óptica, GPRS,
internet via satélite (starlink) cada um com seu custo-benefício. A escolha adequada desse canal vai determinar a confiabilidade da comunicação com as subestações.

Outro ponto relevante a ser destacado é a integração dos equipamentos de subestação e o envio de dados para o sistema de supervisão. Aqui também temos uma grande variedade de possibilidades: UAC, UTR, RELÉS, SWITCH e eventualmente SCADA, como concentrador em nível 2.

Qual o custo da indisponibilidade da supervisão? Analisemos o seguinte caso:

A concessionária ENERGIA Y SERVIÇOS INTEGRADOS possui uma linha de subtransmissão energizada em138.000 volts que atende 3 subestações fornecendo energia a um total de 5 municípios, levando
energia para 85.000 clientes, de forma radial (não há outras fontes de transferência). Esse ativo tem 40 km de extensão e percorre uma região montanhosa, com alta incidência de descargas atmosféricas. Em um
certo dia, o canal de dados que conecta a subestação ao centro de controle falha, devido desalinhamento da antena de satélite. O time de telecomunicações é acionado e informa que o tempo de atendimento
é de 3 horas. Na primeira hora desse intervalo, ocorre o desarme da linha em questão, com isso, a equipe mais próxima, levará uma hora de deslocamento para chegar à subestação e fechar o disjuntor de forma
local. Assim que chegam, fazem a leitura dos alarmes no relé, comunica ao centro de controle e é autorizada a reenergização da linha. A linha é reenergizada com sucesso e os clientes voltam a ter energia.

Vamos analisar os possíveis impactos:

a) 40.000 clientes desligados por uma hora, afetando uma população de
até 100 mil pessoas;
b) Comércio, escolas, creches, empresas todas desligadas;
c) 1 hora de energia não faturada para todos os clientes;
d) Possível penalização junto à ANEEL devido ao desligamento ser
superior a 3 minutos;
e) Impacto negativo para a imagem da empresa.

O case acima demonstra o quão prejudicial pode ser a falha de um recurso essencial como a supervisão dos equipamentos de Telecontrole de uma subestação. Então mais do que ter supervisão, o mais importante é a confiabilidade e a disponibilidade da supervisão. O operador precisa receber o alarme, tratar o alarme, dar o comando e esse comando precisa chegar até o equipamento.
A confiabilidade e a efetividade da supervisão dependem de diversos fatores entre eles: a qualidade do canal de comunicação, redundância de canais e a qualidade do sistema de fornecimento de energia ininterrupto (serviço auxiliar).

A maior parte dos desligamentos automáticos de linhas e transformadores é decorrente de causas transitórias, ou seja, não são condições impeditivas de reenergização imediata, pois não impedem que
o ativo seja colocado novamente em carga.

A reenergização ágil somente é possível se a supervisão dos ativos estiver on-line no sistema supervisório. O risco operativo decorrente da falha do sistema de supervisão é muito elevado para o negócio. Um centro de controle sem informações se torna passageiro e perde o controle do
seu sistema. O investimento na confiabilidade do sistema de supervisão é essencial para o sucesso da operação.

Os procedimentos de rede do ONS preconizam que a supervisão de subestações da transmissão deve ter disponibilidade acima de 99%. Algumas boas práticas podem melhorar a performance dos canais de
dados e a efetividade da supervisão dos ativos:

a) Canais de dados – a escolha do canal de dados adequado permite encontrar a robustez necessária ao empreendimento versus o menor impacto financeiro, nesse ponto é relevante ter dois canais de dados
distintos;

b) Serviços auxiliares – um serviço auxiliar confiável é indispensável para garantir a operação de uma subestação. É importante ter redundância nos retificadores de corrente contínua, sempre que possível ter redundância da fonte de tensão alternada e principalmente baterias dimensionadas adequadamente para suprir a demanda dos equipamentos;

c) Testes do serviço auxiliar – o serviço auxiliar precisa ser testado rotineiramente para verificar sua adequação e caso necessário realizar as correções pertinentes;

d) Teste da redundância dos canais de dados – é importante que haja
uma rotina de teste de comutação entre o canal principal e o secundário;

e) Estabilidade do sistema supervisório – o sistema supervisório precisa ser muito estável e estar “imune” as oscilações da rede. Neste ponto muitas empresas possuem até mesmo uma rede independente da rede corporativa para melhorar o desempenho do sistema de supervisão. O sistema supervisório precisa ter seu desempenho monitorado constantemente pelos analistas para evitar travamentos e até mesmo o colapso.

Em agosto de 2023 o sistema interligado brasileiro teve uma atuação de grandes proporções do sistema de proteção especial conhecido como ERAC (esquema regional de alívio de carga) esse esquema de proteção tem a função de proteger o sistema nos casos de variações não permitidas de frequência. O sistema “corta carga” para evitar um colapso total do SIN.

Figura 2- Impactos atuação ERAC 15-08-2023 – FONTE SITE ONS

Na ocasião, 31% de toda a carga do sistema elétrico brasileiro foi desligada, afetando 25 estados da federação e o Distrito Federal. Um evento dessa magnitude tem uma complexidade de recomposição
enorme. Recompor toda a carga desligada sem uma supervisão robusta é uma tarefa árdua e lenta. Alguns estados tiveram suas cargas normalizadas em menos de uma hora, já outros, levaram até seis horas.

Um mundo mais conectado faz com que os clientes se tornem cada vez mais exigentes, e para suprir essa demanda, as empresas precisam estar cada vez mais preparadas. O desafio se torna ainda maior com as constantes mudanças climáticas. Frente a esses desafios, as empresas que
estarão mais preparadas serão aquelas que tiverem informações ágeis e úteis. Para que essas informações cheguem ao centro de controle e os operadores consigam utilizá-las para a tomada de decisão, o sistema de supervisão e toda a cadeia de dados deve ser robusta. A garantia de que o Telecontrole será executado em campo está diretamente ligada a qualidade do serviço prestado e a visão positiva dos clientes.

REFERÊNCIAS:
Site: https://www.ons.org.br/

____________________________________________________________________

*Rafael Borges é líder de alta tensão do Centro de Operação
Integrado de Goiás no Grupo Equatorial Energia.