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U�IVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
CE�TRO DE TEC�OLOGIA
DEPARTAME�TO DE E�GE�HARIA ELÉTRICA
CE�TRO DE E�GE�HARIA ELÉTRICA
OPERAÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO DE DISTRIBUIÇÃO DO ESTADO DO CEARÁ
RAISSA FROTA CARNEIRO DA CUNHA
Fortaleza
Junho de 2011
ii
RAISSA FROTA CARNEIRO DA CUNHA
OPERAÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO DE DISTRIBUIÇÃO DO ESTADO DO CEARÁ
Monografia apresentada para a obtenção dos
créditos da disciplina Trabalho de Conclusão
de Curso do Centro de Tecnologia da
Universidade Federal do Ceará, como parte das
exigências para a graduação no curso de
Engenharia Elétrica.
Área de concentração:
Sistema Elétrico de Potência
Orientador: Prof. Gabriela Helena Sergio
Bauab
Fortaleza Junho de 2011
iii
iv
“O importante não é vencer todos os dias, mas lutar sempre”
(Waldenar Valle Martins)
v
A Deus,
Aos meus pais, Inês e Deodato,
A minha irmã e meu irmão,
Aos meus familiares,
A todos os amigos.
vi
AGRADECIME�TOS
A Deus e Nossa Senhora, a quem devo minha vida, vitórias e conquistas; por terem
ouvido minhas preces e orações, dando-me força e paciência para continuar.
À minha família pela compreensão e solidariedade para com meus problemas, dúvidas
e medos. Em especial à minha mãe, Inês, que está sempre me ajudando e aconselhando; ao
meu pai, Deodato, pelo apoio e disponibilidade; aos meus irmãos, Priscila e Paulo, pela
paciência e respeito que tiveram comigo; ao meu namorado pela compreensão nas horas de
ausência e angústia.
A todos familiares e amigos que me deram apoio e incentivo para continuar a
caminhada pela vida, na busca de conquistar meu espaço, e pelos inúmeros momentos de
alegria que serviram como fonte de energia.
Aos professores do Departamento de Engenharia Elétrica, pelos ensinamentos
transmitidos nas disciplinas, em especial à Professora Gabriela Helena Sergio Bauab, que me
recebeu de braços abertos para a realização desta monografia.
A todos os colegas da Coelce, que estiveram sempre à disposição para dar explicações
e idéias.
A todos os amigos que fiz ao longo do curso de graduação, pela sempre agradável
companhia nas madrugadas de estudo, farras e viagens, tornando esses anos inesquecíveis.
Obrigado a todos!
vii
Cunha, R. F. C. e “Operação do Sistema Elétrico de Distribuição do Estado do Ceará”,
Universidade Federal do Ceará – UFC, 2011, 70p.
A reestruturação do Sistema Elétrico de Potência se traduz pela criação de novos órgãos institucionais responsáveis por: regular e fiscalizar os Agentes de geração, transmissão, distribuição e os consumidores conectados ao sistema elétrico; operar o Sistema Interligado Nacional (SIN); realizar o balanço de compra e venda de energia, dentre outras funções. Pretende-se, com essa monografia, mostrar parte do trabalho realizado pela Coelce em relação às três fases da operação do sistema elétrico de distribuição. Na pré-operação são realizados estudos sobre o comportamento do sistema; em tempo-real realiza-se toda a supervisão, comando e ações operativas; e na pós-operação são analisadas as ocorrências com maior detalhamento e elaborados relatórios. Nesse trabalho serão enfatizadas as medidas adotadas na pós-operação, abordando, também, a atuação do Esquema Regional de Alívio de Cargas e o blecaute ocorrido em fevereiro de 2011.
Palavras-Chave: Sistema Elétrico, Recomposição, Centro de Operação, Subestação.
viii
Cunha, R. F. C e “Electrical Operation System of Distribution in the State of Ceará”, Universidade Federal do Ceará – UFC, 2011, 70p. The restoration of the Electric Power System is translated by the creation of new institutional agencies responsible for: regulating and supervising the Agents of generation, transmission, distribution and consumers connected to the electrical system, operate the National Interconnected System (SIN); do the balance of purchase and sale of energy, among other functions. This work is intended to show part of the work done by Coelce about the three phases of the operation of the electric distribution system. In the pre-operation are studies on the behavior of the system, in the real-time takes place all the supervision, control and operational actions, and the post-operation events are analyzed in more detail and reported. This work will be emphasized the measures adopted in the post-operation, covering also the activities of the Regional Relief Scheme Charges and blackout occurred in February 2011s the in restoration reliably and satisfactorily the energy system.
Keywords: Electrical System, Restoration, Operation Center, Substation.
ix
SUMÁRIO LISTA DE ILUSTRAÇÕES ..................................................................................................... xi
LISTA DE TABELAS ............................................................................................................. xii
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ............................................................................. xiii
INTRODUÇÃO .......................................................................................................................... 1
1.1 OBJETIVO ................................................................................................................. 2
1.2 ESTRUTURA DO TRABALHO ............................................................................... 2
CAPÍTULO 2
SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA ................................................................................... 4
2.1 SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA BRASILEIRO ........................................... 4
2.2 ESTRUTURA INSTITUCIONAL DO SETOR ELÉTRICO .................................... 6
2.3 REDE BÁSICA .......................................................................................................... 8
2.4 PADRÕES DE QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA ..................................... 9
2.5 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DO CEARÁ ........................................................ 11
CAPÍTULO 3
OPERAÇÃO DO SISTEMA DE SUBTRANSMISSÃO E DE DISTRIBUIÇÃO DO
ESTADO DO CEARÁ ............................................................................................................. 15
3.1 TOPOLOGIA DO SISTEMA DE SUBTRANSMISSÃO ....................................... 15
3.2 DEFINIÇÃO DE INTERRUPÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ............................ 17
3.3 CENTRAL DE RELACIONAMENTO ................................................................... 17
3.4 SISTEMA DE AUTOMAÇÃO PARA SUBESTAÇÕES ....................................... 17
3.5 OPERAÇÃO DO SISTEMA .................................................................................... 19
3.5.1 PRÉ-OPERAÇÃO ............................................................................................ 19
3.5.2 TEMPO REAL ................................................................................................. 22
3.5.2.1 CENTRO DE OPERAÇÃO DA COELCE .......................................... 22
3.5.2.2 OPERADOR DE SISTEMA ................................................................ 23
3.5.2.3 CENTRO DE CONTROLE DO SISTEMA ......................................... 24
3.5.2.4 CONFIGURAÇÃO DA INTERFACE DO SISTEMA SCADA ......... 27
3.6 EXEMPLO DE INTERRUPÇÃO DE ENERGIA EM ALIMENTADOR .............. 29
CAPÍTULO 4
PÓS-OPERAÇÃO .................................................................................................................... 33
4.1 REUNIÃO DE OCORRÊNCIA SIGNIFICATIVA ................................................ 33
4.2 REUNIÃO DE ANÁLISE DE OCORRÊNCIA ...................................................... 36
x
4.3 RELATÓRIO DE OCORRÊNCIAS REITERADAS .............................................. 36
4.4 INDICADORES DE CONTINUIDADE ................................................................. 40
4.5 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO .............................................................. 48
4.5.1 ESQUEMA REGIONAL DE ALÍVIO DE CARGAS - ERAC ....................... 49
CAPÍTULO 5
BLECAUTE OCORRIDO EM FEVEREIRO DE 2011 .......................................................... 55
5.1 ANÁLISE DO BLECAUTE DE FEVEREIRO DE 2011 ........................................ 55
5.2 RESTABELECIMETO DO FERNECIMENTO DA ENERGIA ............................ 60
5.2.1 RECOMPOSIÇÃO NA COELCE ................................................................... 61
CONCLUSÃO .......................................................................................................................... 63
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 65
APÊNDICE A
SISTEMA DE MONITORAMENTO DE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ....................... 69
xi
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 - Esquemático de geração, transmissão, distribuição e consumo de energia elétrica .. 4
Figura 2 - Malha de Interligação do SIN com Horizonte para 2012 .......................................... 5
Figura 3 - Estrutura institucional do Setor Elétrico .................................................................... 7
Figura 4 - Nova reestruturação do Sistema Elétrico de Potência ............................................... 8
Figura 5 - Mapa do Sistema Elétrico da Coelce com as linhas de transmissão ........................ 12
Figura 6 - Mapa do Sistema Elétrico da Coelce dividido por área ........................................... 13
Figura 7 - Diagrama unifilar de um sistema de subtransmissão em anel ................................. 15
Figura 8 - Alimentador com configuração radial simples ........................................................ 16
Figura 9 - Alimentador com topologia radial com recurso ...................................................... 16
Figura 10 - Hierarquia do Sistema Digital de Automação da Coelce. ..................................... 18
Figura 11 - Arquitetura e interface de comunicação com o Sistema Elétrico .......................... 19
Figura 12 - Estrutura organizacional da operação .................................................................... 23
Figura 13 - Layout do Centro de Controle do Sistema ............................................................. 25
Figura 14 - Centro de Controle do Sistema .............................................................................. 27
Figura 15 - Tela do Sistema Digital para Automação .............................................................. 29
Figura 16 – Parte do Diagrama Unifilar do alimentador 01C3 da subestação de Cascavel ..... 30
Figura 17 - Endereço de parte dos encontros de alimentadores e chaves para manobras ........ 31
Figura 18 - Modelo do relatório analisado na Reunião de Ocorrência Significativa ............... 34
Figura 19 - Comparativo dos melhores índices de DEC no Brasil em 2010 ............................ 45
Figura 20 - Comparativo dos melhores índices de FEC no Brasil em 2010 ............................ 45
Figura 21 - Comparativo das causas que mais contribuirão para o DEC da Coelce ................ 46
Figura 22 - Comparativo das causas que mais contribuirão para o FEC da Coelce ................. 46
Figura 23 - Percentual de Ressarcimento por Nível de Tensão e por Indicadores em 2010 .... 48
Figura 24 - Data prevista para levantamento de cargas ............................................................ 50
Figura 25 - Situação do ERAC em 16 de dezembro de 2009 (Sistema Nordeste) ................... 53
Figura 26 – Mapa da interligação do Nordeste em 2011 .......................................................... 56
Figura 27 – Esquemático das linhas de transmissão da UHE de Luiz Gonzaga. ..................... 57
Figura 28 - Porcentagem da carga cortada de acordo com a causa .......................................... 59
Figura 29 - Restabelecimento do Sistema Elétrico após blecaute ............................................ 61
Figura 30 - Tela do projeto de Pesquisa e Desenvolvimento ................................................... 70
xii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou superior a 69 kV e inferior a 230
kV ............................................................................................................................... 9
Tabela 2 - Pontos de conexão em Tensão Nominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV ............ 9
Tabela 3 - Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (380 V/220 V) .. 10
Tabela 4 - Valores de referência das Distorções Harmonicas Totais ....................................... 10
Tabela 5 - Lista das subestações da Coelce divididas de acordo com os Regionais ................ 14
Tabela 6 - Comparativo das ocorrências significativas por ano ............................................... 37
Tabela 7 - Maiores Saídas Reiteradas em 2010 ........................................................................ 37
Tabela 8 - Principais causas separadas por Regional ............................................................... 40
Tabela 9 - Parte dos Índices de Continuidade por Conjunto do Estado do Ceará (1° Trimestre
de 2011 ..................................................................................................................... 42
Tabela 10 - Compensação paga pela Coelce no primeiro trimestre de 2010 de acordo com a
ANEEL .................................................................................................................... 43
Tabela 11 - Compensação paga pela Coelce em 2010 ............................................................. 43
Tabela 12 - Metas dos indicadores individuais ........................................................................ 44
Tabela 13 - Limites dos Indicadores Individuais - Urbano ...................................................... 44
Tabela 14 - Limites dos Indicadores Individuais - Não urbano ............................................... 44
Tabela 15 - Evolução do DEC na Coelce de 2008 a 2011 ....................................................... 47
Tabela 16 - Evolução do FEC na Coelce de 2008 a 2011 ........................................................ 47
Tabela 17 - Configuração: Sistema/Efeito ............................................................................... 48
Tabela 18 - Estágios de atuação dos relés ................................................................................ 51
Tabela 19 - Atuações do ERAC no ano de 2010 no Sistema Elétrico da Coelce ..................... 53
Tabela 20 - Recomposição das cargas no Estado do Ceará ...................................................... 62
xiii
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ANSI American �ational Standards Institute
ART Aracati
AT Alta Tensão
B1 Barramento 1
B2 Barramento 2
BCR Barra do Ceará
BT Baixa tensão
CCEE Câmera de Comercialização de Energia Elétrica
CCR Centro de Controle Regional
CCRJ Centro de Controle Regional de Juazeiro do Norte
CCRS Centro de Controle Regional de Sobral
CCS Centro de Controle do Sistema
CHESF Companhia Hidro Elétrica do São Francisco
CO Centro de Operação
COELCE Companhia Energética do Ceará
CPE Cauípe
CRON Centro de Operação Regional Norte
CSL Cascavel
CTA Central de Teleatendimento
DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
DIC Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora
DIT Demais Instalações de Transmissão
DMIC Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão
DTNI Defeito Temporário Não Identificado
DTT Distorção Harmônica Total de Tensão
EAT Extra Alta Tensão
ECE Esquema de Controle de Emergência
ECS Esquema de Controle de Segurança
EPE Empresa de Pesquisa Energética
ERAC Esquema Regional de Alívio de Cargas
ERRC Esquema Regional de Restauração de Cargas
FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
FIC Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão
xiv
IO Instrução de Operação
LDAT Linhas de Distribuição de Alta Tensão
LT Linhas de Transmissão
MME Ministério de Minas e Energia
MT Média Tensão
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico
PAP Paraipaba
PCM Pecém
P&D Pesquisa e Desenvolvimento
PPS Proteção contra Perda de Sincronismo
PRODIST Procedimentos de Distribuição
PRT Porto
P.U. Por Unidade
QEE Qualidade de Energia Elétrica
RDO Relatório Diário de Ocorrência
RDP Relatório Diário para Análise
SAC Sistema de Ajuda a Condução
SCADA Supervisory Control And Data Acquisition
SDA Sistema Digital para Automatização
SE Subestação
SEP Sistema Elétrico de Potência
SEP Sistema Especial de Proteção
SIN Sistema Interligado Nacional
STARNET Sferics Timing And Ranging �ETwork
TA Tensão de Atendimento
TL Tensão de Leitura
TC Tensão Contratada
UAM Unidade de Apoio à Manutenção
UAMC Unidade de Apoio à Manutenção de Canindé
UAMI Unidade de Apoio à Manutenção de Iguatu
UAML Unidade de Apoio à Manutenção de Limoeiro do Norte
UAT Ultra Alta Tensão
UCP Unidade de Controle de Posição
UCS Unidade de Controle da Subestação
UECE Universidade Estadual do Ceará
UHE Usina hidrelétrica de Energia
UNLV Universidade de Nevada em Las Vegas
USP Universidade de São Paulo
xv
UTR Unidade Terminal Remota
I�TRODUÇÃO
A energia elétrica é de suma importância para o desenvolvimento de um país. Existe
uma relação direta entre aumento do consumo de energia elétrica e o processo de
desenvolvimento.
Nos anos 80, após a construção de duas obras de geração, a hidrelétrica de Itaipú e o
Programa Nuclear Brasileiro, houve a interrupção de novas obras pela insuficiência de
recursos financeiros, devido a crise.
Com o processo de privatização do setor elétrico, no ano de 1995, houve uma retomada
dos investimentos no sistema elétrico, criando um mercado livre para contratação de energia.
Devido a falta de infraestrutura do setor elétrico e uma crescente demanda de energia,
houve racionamento de energia elétrica no País, entre maio de 2001 e fevereiro de 2002.
Provocando uma crise financeira nas empresas do setor elétrico. O objetivo do plano de
privatização era criar uma estrutura totalmente privada, capaz de investir na modernização e
interligação do sistema elétrico nacional, porém esses investimentos são caros e custosos,
demorando em torno de dez anos ou mais para reverter o capital investido, que acarretaria no
aumento substancial das tarifas. O plano de privatização não foi concretizado em sua
totalidade, o governo teve que intervir contribuindo com a infraestrutura do setor de geração
para regular o valor das tarifas [1].
A reestruturação do setor energético levou o sistema a uma complexidade de operação.
As falhas intrínsecas no modelo anterior acabaram por elevar os riscos. Para diminuir esses
riscos, houve a criação de novas entidades como, a Empresa de Pesquisa de Energia (EPE),
com a finalidade de estudar o planejamento energético, sendo fundamental para assegurar a
continuidade do abastecimento e/ou suprimento de energia ao menor custo, com o menor
risco e com os menores impactos sócio-econômicos e ambientais para a sociedade; e a
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), promovendo leilões de compra e
venda de energia elétrica.
A mudança física, que aconteceu no sistema elétrico, é representado pela nova estrutura,
em que grandes blocos de cargas e de geração do Brasil se conectam formando o Sistema
Integrado Nacional (SIN), promovendo o intercâmbio de energia entre áreas. Ligando regiões
com déficit de geração (cargas consumindo uma maior quantidade de energia do que o
sistema de geração é capaz de disponibilizar), em outras regiões com geração disponível
(gerando mais energia do que é consumido).
Alguns problemas foram detectados com a interligação do sistema elétrico: altas perdas
2
elétricas ocasionadas devido a grandes distâncias percorridas pelas linhas de transmissão,
complexidade do sistema de proteção, tornando-o mais difícil de coordenar. Para isso, foram
criados os Sistemas Especiais de Proteção (SEP) para isolar áreas com problemas, não
levando o sistema a um colapso geral. Muitos investimentos foram realizados seguindo essa
linha. As concessionárias de distribuição de energia elétrica tiveram que adquirir uma
tecnologia para se adequar ao sistema promovendo a correta atuação do SEP.
Uma atuação correta do Esquema Regional de Alívio de Cargas (ERAC), que faz parte
do Sistema Especial de Proteção, foi o blecaute ocorrido em fevereiro de 2011, que desligou
praticamente todo o Nordeste, deixando os consumidores sem fornecimento de energia.
1.1 – OBJETIVO
O grande desafio, hoje, é fornecer energia elétrica com excelência. Padrões de qualidade
de energia mais rígidos, legislação cada vez mais rigorosa, entidades fiscalizadoras, a própria
concorrência entre as distribuidoras faz com que as empresas busquem melhorias na
qualidade dos serviços prestados.
As concessionárias de distribuição de energia elétrica, estão sob a fiscalização de
entidades regulatórias na questão do fornecimento de energia elétrica com qualidade,
sujeitando estas distribuidoras a ressarcimentos à clientes pelo não cumprimento das metas
estipuladas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Este trabalho justifica-se
pelo destaque da importância da correta operação do sistema elétrico e da análise de falhas do
sistema, evitando o não fornecimento de energia aos consumidores ou o fornecimento da
mesma fora do padrão de qualidade.
O objetivo desse estudo é apresentar os esforços realizados pela distribuidora do Estado
do Ceará, no que diz respeito aos processos de pré-operação, ações tomadas em tempo-real
para a recomposição do sistema, e providências adotadas para manter o sistema em perfeito
estado pós-falha no sistema elétrico.
1.2 – ESTRUTURA DO TRABALHO
Esse trabalho foi dividido em cinco capítulos, da seguinte maneira: o primeiro capítulo
apresenta uma descrição do objetivo e justificativa de estudo deste problema.
No capítulo 2 é apresentada uma visão geral da reestruturação do Sistema Elétrico de
Potência Brasileiro, incluindo as mudanças institucionais, em que se definem as
3
responsabilidades dos novos órgãos reguladores, bem como a dos Agentes conectados ao
Sistema Interligado Nacional; são apresentados conceitos de qualidade de energia, e é
introduzido o sistema elétrico do Estado do Ceará.
No capítulo 3, é feito um detalhamento dos processos realizados pela Coelce para a
operação do sistema. São descritas desde a pré-operação, em que se realizam estudos de
adequação e planos de operação, até o trabalho realizado em tempo-real, apontando as
divisões internas da empresa e a tecnologia utilizada nos Centros de Operação da Coelce.
O capítulo 4 expõe algumas medidas tomadas para a análise das ocorrências do sistema,
revelando a importância do trabalho de pós-operação. Incluindo relatórios, análises e
mudanças necessárias ao sistema, para que haja o cumprimento das metas estabelecidas pela
ANEEL. No final do capítulo é feito um esclarecimento de como atua o Esquema Regional de
Alívio de Cargas no Nordeste (ERAC).
O capítulo 5 traz uma explicação sobre o blecaute ocorrido em fevereiro de 2011, em
que, praticamente, todo o Nordeste brasileiro ficou sem energia, assim como a sequência de
restabelecimento das cargas.
Para finalizar, são apresentadas as conclusões, mostrando que o trabalho desenvolvido
pela distribuidora de energia elétrica é de suma importância, trazendo resultados positivos
para a empresa e consumidores.
4
CAPÍTULO 2
SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊ�CIA
A nova configuração do setor elétrico brasileiro teve propostas soluções e alternativas
que serviram como base para o novo modelo interligado. Tendo como objetivo aumentar a
confiabilidade do sistema elétrico, reduzir tarifas e criar condições favoráveis ao
desenvolvimento.
2.1 - SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊ�CIA BRASILEIRO
O Sistema Elétrico de Potência (SEP) é o conjunto dos sistemas de geração, transmissão
e distribuição de energia elétrica no Brasil.
Figura 1 - Esquemático de geração, transmissão, distribuição e consumo de energia elétrica [17].
Para o perfeito funcionamento do sistema existem algumas condições imprescindíveis
que estão relacionadas com a qualidade da energia, sendo elas: frequência e magnitude da
tensão, que devem ser constantes, bem como o sistema deve ter confiabilidade,
disponibilidade e segurança. Para que isso ocorra, existe um conjunto de normas e órgãos
destinados à fiscalização do custo econômico, ambiental (os impactos ambientais devem ser
os mínimos possíveis) e da qualidade da energia.
O SEP deve fornecer energia para todos consumidores e alimentar todas as cargas do
sistema. Para atender a esses requisitos com qualidade no fornecimento, uma solução
encontrada foi a conexão dos sistemas elétricos regionais de todo o Brasil, criando o Sistema
Interligado Nacional (SIN). A interligação das regiões elétricas é feita por linhas de
transmissão (LT) de 500 kV e 750 kV.
5
Essa interligação ocorreu devido à geração da energia no Brasil ser proveniente, em
maior parte, de usinas hidrelétricas, formando assim, grandes blocos fornecedores de energia
localizados distantes de blocos de consumidores de energia.
O Sistema Interligado Nacional é classificado como um sistema hidrotérmico, com
predominância de usinas hidroelétricas. O objetivo do SIN é fazer com que as áreas geradoras
se comuniquem entre si, possibilitando a troca de energia quando se fizer necessário, visando
aproveitar ao máximo os recursos energéticos do país, a fim de minimizar todas as áreas
escuras, otimizar recursos e reduzir o investimento para a produção de energia (que são
bastante elevados).
De acordo com os dados do Operador Nacional do Sistema (ONS), apenas 3,4% da
produção de energia elétrica do Brasil não fazem parte do SIN, referentes a pequenos sistemas
isolados localizados na região amazônica. O SIN é constituído pelas regiões elétricas Sul,
Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte [4].
A Figura 2 mostra o Sistema Interligado Nacional no horizonte de 2012, com as
interligações previstas para este ano:
Figura 2 - Malha de Interligação do SI� com Horizonte para 2012[5].
6
A interligação trouxe muitas vantagens ao SEP; algumas delas foram: a melhoria na
confiabilidade (continuidade no fornecimento, mesmo com falhas), a estabilidade, a
disponibilidade do sistema (com o aproveitamento máximo dos recursos) e a economia. As
desvantagens estão relacionadas à perda de energia pelas linhas de transmissão, devido as
grandes distâncias; e caso ocorra um distúrbio em uma região, todo o sistema poderá ser
afetado, tornando a proteção do Sistema Elétrico de Potência mais complexa.
O critério de segurança adotado pelo Sistema Interligado Nacional é o “n-1”, ou seja,
mesmo com a perda de uma linha e/ou componente do circuito, o sistema continua operando
sem interrupção de carga e com padrões confiáveis de qualidade.
2.2 - ESTRUTURA I�STITUCIO�AL DO SETOR ELÉTRICO
O Brasil passou por um processo de reestruturação do Sistema Elétrico de Potência,
criando um novo marco regulatório com alguns pontos importantes: a energia, agora, é
vendida em um mercado livre; foram criadas leis e órgãos reguladores; desestatizaram-se as
concessionárias de geração e distribuição criando um mercado competitivo de energia elétrica
[2].
Em 1992, foi criado pela segunda vez o Ministério de Minas e Energia (MME), sua
primeira criação foi em 1960, porém o mesmo foi extinto em 1990, passando seus assuntos de
interesse para o Ministério da Agricultura, que é um órgão do Poder Executivo Federal. O
MME tem sob sua competência assuntos relacionados a:
• Geologia, recursos minerais e energéticos (como o aproveitamento da energia
hidráulica do País);
• Mineração e metalurgia;
• Petróleo, combustível e energia elétrica, incluindo a nuclear.
O MME criou a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para realizar o planejamento da
expansão do sistema elétrico, muito importante para garantir o abastecimento de energia à
sociedade [6].
Em 1996, houve a criação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), cuja
função é regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização da
energia elétrica, segundo as diretrizes do Governo Federal, contribuindo para o
desenvolvimento de um mercado de energia, proporcionando o equilíbrio entre agentes e
sociedade [7].
7
Em 1998, foi criado o Operador Nacional do Sistema Elétrico, que está sob regulação e
fiscalização da ANEEL, responsável por coordenar e controlar a geração e transmissão no
SIN. Suas principais atribuições são planejamento, programação, supervisão e controle da
operação dos sistemas eletroenergéticos nacionais e das interligações internacionais.
Figura 3 - Estrutura institucional do Setor Elétrico [8].
Para o perfeito funcionamento do modelo reestruturado do setor elétrico implantado,
foram criados novos agentes institucionais, entre eles a Câmera de Comercialização de
Energia Elétrica (CCEE), que também está subordinada à ANNEL, para a comercialização de
energia elétrica no Sistema Interligado Nacional. A CCEE é responsável pelos contratos de
compra e venda de energia para seu balanço final, onde o consumidor pode escolher ser livre
(comprando energia diretamente dos produtores independentes), por meio de leilões públicos;
ou ser consumidor cativo, comprando energia das distribuidoras. Assim, ficou estabelecido o
livre acesso à rede por terceiros, tanto consumidores em alta tensão, como produtores
independentes.
8
Figura 4 – �ova reestruturação do Sistema Elétrico de Potência [8].
2.3 - REDE BÁSICA
A Rede Básica é composta por linhas de transmissão e equipamentos que trabalham em
tensão igual ou superior a 230 kV, além das Demais Instalações de Transmissão (DIT), que
são as linhas disponibilizadas às centrais de geração e às concessionárias vinculadas à
prestação de serviço público. Os níveis de tensão padronizados são de 600 kV em corrente
contínua e em corrente alternada são:
• Ultra Alta Tensão (UAT): 750 kV;
• Extra Alta Tensão (EAT): 500 kV, 440 kV e 345 kV;
• Alta Tensão (AT): 230 kV.
Também faz parte da Rede Básica o sistema de Distribuição Primário. Este sistema é de
propriedade de concessionárias, que são supridas pela Rede Básica, e por produtores
independentes. A Rede Básica é responsável por abastecer os centros urbanos com níveis de
tensão de distribuição padronizados pelos Procedimentos de Distribuição (PRODIST),
elaborados pela ANEEL:
• Alta tensão (AT): Tensão entre fases cujo valor eficaz é inferior a 230 kV e igual
ou superior a 69 kV. Com valores padronizados de 138 kV e 69 kV;
• Média Tensão (MT): Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e
inferior a 69 kV. Padronizados em 34,5 kV e 13,8 kV;
• Baixa tensão (BT): Tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1
kV. Com padronização no sistema trifásico de 380 V/220 V e 220 V/127 V e no
sistema monofásico de 440 V/220 V e 254 V/127 V [9][10].
Segundo o site de notícias da presidência federal, “A Rede Básica de transmissão de
energia do Brasil atingiu 95,8 mil quilômetros (km) em 2010, com a entrada em operação de 2.524 km
9
de linhas. Com esse acréscimo, a malha de transmissão cresceu em 2,7% em relação à que existia em
2009, quando contava com 93.295,3 km” [11].
O consumidor conectado em tensão igual ou superior a 230 kV deve seguir os
Procedimentos de Rede regidos pelo ONS, que tem como objetivos estabelecer critérios,
requisitos técnicos e responsabilidades do ONS e dos Agentes do setor elétrico.
2.4 - PADRÕES DE QUALIDADE DA E�ERGIA ELÉTRICA
O módulo oito do PRODIST regula os padrões de Qualidade de Energia Elétrica (QEE),
qualidade esta que mede quão bem a energia pode ser usada pelos consumidores, com
continuidade de suprimento e conformidade com os parâmetros de operação segura. Os
aspectos considerados para avaliar a qualidade do produto em regime permanente ou
transitório são:
1. Tensão em regime permanente: estabelece os limites adequados para os níveis
de tensão adotados pelas concessionárias:
Tabela 1 – Pontos de conexão em Tensão �ominal igual ou superior a 69 kV e inferior a 230 kV.
Tensão de Atendimento (TA)
Faixa de Variação da Tensão da
Leitura (TL) em Relação à Tensão
Contratada (TC)
Adequada 0,95TC≤ TL≤ 1,05TC
Precária 0,90TC≤ TL< 0,95TC ou
1,05TC< TL≤ 1,07TC
Crítica TL<0,90TC ou TL>1,07TC
Tabela 2 – Pontos de conexão em Tensão �ominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV.
Tensão de Atendimento (TA)
Faixa de Variação da Tensão da
Leitura (TL) em Relação à Tensão
Contratada (TC)
Adequada 0,93TC≤ TL≤ 1,05TC
Precária 0,90TC≤ TL< 0,93TC
Crítica TL<0,90TC ou TL>1,05TC
10
Tabela 3 – Pontos de conexão em Tensão �ominal igual ou inferior a 1 kV (380 V/220 V).
Tensão de Atendimento
(TA)
Faixa de Variação da Tensão da Leitura
(TL) em Relação à Tensão Contratada (TC)
Adequada (348≤ TL≤ 396)/(201≤ TL≤ 231)
Precária (327≤ TL< 348 ou 396< TL≤ 403)/
(189≤ TL< 201 ou 231< TL≤ 233)
Crítica (TL<327 ou TL>403)/(TL<189 ou TL>233)
2. Fator de potência: deve estar compreendido entre 0,92 e 1,00, tanto indutivo
como capacitivo. O cálculo do fator de potência é obtido pela formula abaixo,
onde P e Q são potência ativa e reativa, respectivamente:
3. Harmônicos: são distorções nas formas de onda da tensão e corrente em relação
à onda senoidal da frequência fundamental. Os valores de referência das
distorções harmônicas totais estão listados na tabela abaixo:
Tabela 4 – Valores de referência das Distorções Harmonicas Totais.
Tensão �ominal do Barramento Distorção Harmônica Total de
Tensão (DTT) [%]
VN ≤ 1 kV 10
1 kV < VN ≤ 13,8 kV 8
13,8 kV < VN ≤ 69kV 6
69 kV < VN ≤ 138 kV 3
4. Desequilíbrio de tensão: é a alteração dos padrões trifásicos do sistema. A
porcentagem de desequilíbrio de tensão é calculada pela equação abaixo, com
valor de referência igual ou inferior a 2%:
Onde V- e V+ são as magnitudes das tensões de sequência negativa e positiva
(valor eficaz), respectivamente.
( 1 )
( 2 )
;²² QP
Pfp
+
=
.100%+
−=
V
VFD
11
5. Flutuação de tensão: é uma variação irregular (aleatória) do valor eficaz da
tensão, que causa o efeito de cintilação luminosa em determinados aparelhos
utilizados pelos consumidores alimentados em baixa tensão;
6. Variações de tensão de curta duração: são irregularidades (desvios)
significativas no valor eficaz da tensão em curtos intervalos de tempo. Os
afundamentos e elevações de tensão são tratados separadamente;
7. Variação de frequência: para existir o equilíbrio carga-oferta, o sistema de
distribuição deve operar em regime permanente dentro dos limites de 59,9 Hz e
60,1 Hz [12].
2.5 - SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DO CEARÁ
Estão conectadas na Rede Básica 64 concessionárias privadas ou estatais, sendo que as
estatais podem ser de domínio municipal, estadual ou federal. As concessionárias levam
energia para, aproximadamente, 47 milhões de unidades consumidoras, das quais 85% são
cargas residenciais, envolvendo todo o País [13].
A distribuição da energia elétrica no Estado do Ceará está sob responsabilidade da
concessionária Companhia Energética do Ceará (Coelce): “Sociedade anônima de capital aberto
desde 1995, é controlada pela Endesa, por meio da holding Investluz S.A., que detém 56,6% do capital total e
91,66% do capital votante. A companhia foi privatizada em 1998 e ganhou o direito de concessão pelo prazo de
30 anos, a partir daquela data. Em outubro de 2007, ocorreu uma reorganização societária da Endesa S.A,
sediada na Espanha, que é controladora indireta da Coelce. Desde então as empresas Enel e Acciona
assumiram o controle acionário da Endesa S.A” [14].
De acordo com o contrato de distribuição da Coelce, a concessionária tem direito de
operação exclusiva por 30 anos (contados a partir de 1998), com a obrigação de fornecer
energia elétrica a consumidores, com tarifas homologadas pela ANEEL e nos níveis de
qualidade definidos nas normas específicas, atendendo a todo o mercado cearense, incluindo
populações de baixa renda e áreas rurais.
A concessionária está obrigada a possuir equipamentos, instalações e métodos
operativos com tecnologia apropriada que garanta a continuidade, a eficiência e a segurança
na prestação dos serviços, incluindo a modicidade das tarifas.
12
A energia elétrica deve ser distribuída com continuidade, podendo ser cessada somente
com aviso prévio ou em situação de emergência, sendo passível a aplicação de multa para a
concessionária se está ultrapassar o limite estabelecido pela ANEEL.
A concessionária também é obrigada a realizar obras para que o fornecimento de
energia elétrica chegue até o ponto de conexão da distribuidora com a instalação elétrica da
unidade consumidora, sem ônus para o cliente [15].
Faz parte do sistema elétrico da Coelce uma linha de transmissão de 230 kV com
extensão de 2.850 km; 245 linhas de distribuição de alta tensão (LDAT) em 69 kV com
extensão de 4.456,45 km; 366 alimentadores operando em 13,8 kV com extensão de
77.884,48 km e 45.448,38 km de linha de distribuição de baixa tensão (380 V/220 V).
Figura 5 – Mapa do Sistema Elétrico da Coelce com as linhas de transmissão.
A demanda máxima registrada em 2010 foi de 1.615,3 MW, totalizando 2.822.190
clientes, divididos em: 40 clientes recebendo energia em alta tensão, 7.869 clientes
conectados em média tensão e 2.814.281 clientes recebendo energia elétrica em baixa tensão
(dados obtidos em março de 2011).
13
O sistema da Coelce é dividido territorialmente em oito áreas: Norte, Atlântico, Centro
Norte, Leste, Centro Sul, Sul, Região Metropolitana e Fortaleza capital.
“Sua área de concessão abrange os 184 municípios cearenses, que possuem uma população de mais de 8
milhões de habitantes, em um território de 149 mil quilômetros quadrados. Sua sede está localizada na capital,
Fortaleza, 2,8 milhões de clientes, dos quais 2,1 milhões são da classe residencial, 5,9 mil da categoria
industrial, 151,3 mil comerciais e 35,7 mil institucionais.” [14]. O mapa abaixo mostra como a Coelce
faz a divisão territorial do Estado do Ceará:
Figura 6 – Mapa do Sistema Elétrico da Coelce dividido por área.
Eletricamente, o estado é dividido em dez Regionais (conjunto de subestações):
Milagres, Tauá, Icó, Banabuiú, Russas, Delmiro Gouveia, Pici, Fortaleza, Cauípe e Sobral,
cada Regional tem uma subestação de mesmo nome. Essas subestações são pontos de
suprimento da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf).
Atualmente, a Coelce possui um total de 105 subestações de distribuição, sendo 85
delas automatizadas e 20 não automatizadas. Dessas subestações, 99 são subestações
disjuntoras próprias, três são seccionadoras automatizadas e três são compartilhadas.
14
Cada Regional abastece as subestações consoante informa a tabela abaixo:
Tabela 5 – Lista das subestações da Coelce divididas de acordo com os Regionais.
REGIO�AL SUBESTAÇÕES AUTOMATIZADAS
Milagres Brejo Santo, Juazeiro do Norte, Mauriti X
Balanço, Barbalha, Crato, Lavas da Mangabeira
Tauá Crateus, Antonina do Norte, Campo Sales, Monbaça,
Independência, Parambu X
Tauá, Nova Olinda, Araripe
Icó Curupati, Várzea Alegre X
Orós, Jaguaribe, Icó, Cedro, Iguatu, Acopiara
Banabuiú Solonópole, Senador Pompeu, Juatama, Quixadá, Quixeramobim, Boa Viagem, Mosenhor Tabosa,
Morada Nova, Barra do Figueiredo X
Russas Tomé, Jaguaruana, Aracati, Icapuí, Limoeiro do Norte X
Russas I, Tabuleiro de Russas
Delmiro Gouveia
Varjota, Dias Macedo, Tauape, Maguary I, Maguary II, Aldeota I, Aldeota II, Água Fria, Papicu, Mucuripe,
Moinho dias Branco (seccionadora) X
Pici Barra do Ceará, Bonsucesso, Bom Jardim, Jurema, Parangaba, Pici, Presidente Kennedy I, Presidente
Kennedy II X
Fortaleza
Jabuti, Coluna, Cascavel, Beberibe, Pacajus, Aquiraz, Messejana, Mondubim, Distrito Industrial I, Distrito
Industrial II, Acarape, Baturité, Guaramiranga, Maranguape, Schincariol (seccionadora)
X
Cauípe
São Luis do Curu, Umarituba, Canindé, Paraipaba, Apuiarés, Caucaia, Pecém, Inhuporanga, Trairi, Porto II
(seccionadora) X
Umirim
Sobral
Cariré, Araras I, Nova Russas, Ibiapina, Tianguá, Viçosa, Inhuçu, Caracará, Amontada, Itapajé, Itapipoca,
Sobral I, Massapê, Coreaú, Marco, Acaraú, Cruz X
Baixo Acaraú, Granja, Camocim
Dando continuidade ao nosso estudo, veremos as três fases da Operação do Sistema
Elétrico. Serão abordados alguns estudos realizados: na pré-operação, para que não ocorra
falta de energia e o planejamento realizado para que a reconstituição do sistema aconteça de
forma rápida e segura após uma interrupção; as medidas que devem ser tomadas em tempo
real (desde o momento de verificação da ocorrência até o total restabelecimento das cargas);
bem como a pós-operação, com a análise criteriosa da ocorrência objetivando evitar que
novas ocorrências sejam registradas.
15
CAPÍTULO 3
OPERAÇÃO DO SISTEMA DE SUBTRA�SMISSÃO E DE DISTRIBUIÇÃO DO
ESTADO DO CEARÁ
Neste capítulo serão apresentadas as características da rede elétrica administrada pela
Coelce, assim como as ações desempenhadas na pré-interrupção (estudos objetivando o bom
desempenho do sistema) e ações em tempo real visando o restabelecimento do fornecimento
de energia elétrica a seus clientes, destacando os setores da empresa responsáveis por estas
atividades.
3.1 – TOPOLOGIA DO SISTEMA DE SUBTRA�SMISSÃO
O sistema de subtransmissão é a parte da rede localizada entre o sistema de transmissão
e as subestações de distribuição. A topologia adotada no sistema de subtransmissão da Coelce
é em anel, ou seja, subestações e linhas em paralelo, interligadas formando malhas. Na Figura
7 notamos um paralelismo, tanto de subestações (SE) como de linhas de transmissão (LT).
Figura 7 - Diagrama unifilar de um sistema de subtransmissão em anel.
16
Derivando das subestações abaixadoras (que fazem a transformação de 69 kV para 13,8
kV) estão os alimentadores de distribuição, que suprem, no perímetro urbano, diretamente ou
por meio de seus ramais, os transformadores de distribuição e os consumidores conectados em
13,8 kV. Existem dois tipos de alimentadores: o urbano, descrito acima, e rural. O
alimentador rural tem uma configuração diferente, pois, normalmente, é um alimentador
longo com poucos clientes e cargas localizadas no fim do alimentador.
Os alimentadores são divididos em troco principal e ramais. O tronco principal
transporta a maior parcela da corrente de carga, sendo o circuito principal. Este possui
religadores de linha, seccionalizadores, chaves, dentre outros. Os ramais são derivações do
tronco do alimentador.
A Coelce utiliza dois tipos de configurações na rede de distribuição: o radial simples e o
radial com recurso. O tipo radial simples é utilizado em áreas com baixa densidade de carga,
tendo somente um sentido de circulação da corrente.
Figura 8 - Alimentador com configuração radial simples.
O alimentador radial com recurso é o mais adotado no sistema da Coelce, por sua maior
confiabilidade, devido aos encontros com outros alimentadores. É utilizado em áreas com
maior densidade de cargas e para cargas essenciais como hospitais, fábricas, shoppings
centers, estações de tratamento de esgoto e outras. Para exemplificar, tem-se a Figura 9 e o
diagrama unifilar do alimentador 01C3 (codificação da empresa), apresentado na Figura 16
[16][17].
Figura 9 - Alimentador com topologia radial com recurso.
17
3.2 - DEFI�IÇÃO DE I�TERRUPÇÃO DE E�ERGIA ELÉTRICA
A Resolução N0 520 da ANEEL define interrupção de energia elétrica em uma unidade
consumidora como sendo a descontinuidade do neutro em qualquer uma das fases do circuito
elétrico. Define, também, ocorrência emergencial como um evento que coloca em risco a
segurança e a qualidade do serviço fornecida pela concessionária [18].
Ou seja, tanto interrupção como ocorrência emergencial caracterizam uma falta de
energia ao consumidor, em que o fornecimento de energia elétrica é interrompido; é o
desligamento temporário da energia elétrica para conservação e manutenção da rede elétrica,
e/ou em situações de caso fortuito ou força maior [19].
3.3 - CE�TRAL DE RELACIO�AME�TO
A ANEEL obriga as concessionárias a terem uma Central de Teleatendimento (CTA),
disponibilizando atendimento telefônico gratuito para seus solicitantes em toda área de
concessão, devendo estar disponível todos os dias, durante 24 horas. A Coelce possui a
Central de Relacionamento que disponibiliza aos consumidores o serviço telefônico citado,
registrando as ligações e fornecendo informações para seus clientes.
A Central de Relacionamento é responsável por receber e direcionar as ligações de
reclamação por falta de energia aos Centros de Operação (CO), responsáveis pelo
atendimento. Esse serviço é muito importante para a identificação das ocorrências de falta de
energia em baixa tensão, já que, na maioria das vezes, a Coelce toma conhecimento dessas
ocorrências por meio desse sistema de telefonia.
Já as interrupções de energia em média e alta tensão são percebidas pela Coelce nos
Centros de Operação, por meio de um sistema de automação.
3.4 - SISTEMA DE AUTOMAÇÃO PARA SUBESTAÇÕES
Atualmente, a automação nas subestações da Coelce é realizada pelo Sistema Digital
para Automatização (SDA). A operação deste sistema realiza uma sequência de manobras de
forma automática, autônoma e remota, sendo possível, por alguns equipamentos, como os
relés digitais, que têm o funcionamento baseado em microprocessadores. A supervisão e o
controle destes equipamentos ficam concentrados nos Centros de Operação. O SDA funciona
de forma hierárquica dividida em quatro níveis de automação:
18
• Nível 0 – Nível do equipamento; corresponde ao próprio processo, ou seja, ao
comando do equipamento que se faz no modo local;
• Nível 1 - Corresponde às Unidades de Controle de Posição (UCP), alojadas nos
painéis de controle que ficam na casa de comando ou dentro da subestação (são
os relés, os automatismos locais e os intertravamentos); é a visualização ou
atuação direta sobre os equipamentos de campo;
• Nível 2 – Corresponde à Unidade de Controle da Subestação (UCS),
encarregada de realizar as funções de comando, automatismo, registro de
eventos e outros; é um computador local, Unidade Terminal Remota (UTR), que
agrupa todas as informações da subestação;
• Nível 3 – Corresponde ao Centro de Operação (CO). Utiliza o sistema
Supervisory Control And Data Acquisition (SCADA), software desenvolvido
para supervisão e controle do sistema eletroenergético, que realiza a interface
homem-máquina tanto nos CO como nas subestações (monitores de vídeo,
impressoras, painéis, dentre outros).
Figura 10 - Hierarquia do Sistema Digital de Automação da Coelce.
A interface proporcionada pelo SCADA permite visualizar a topologia da rede elétrica e
os dados coletados em campo via Unidade Terminal Remota (UTR) (equipamento composto
por software e hardware, instalado nas subestações, que é interligado ao sistema de
telecomunicações, realizando o telecontrole e a telesupervisão do processo), bem como
controlar e comandar equipamentos e instalações automatizadas. O Centro de Operação da
Coelce utiliza como base de dados o Sistema de Ajuda a Condução (SAC), sistema
19
computacional responsável por coletar e armazenar dados do sistema elétrico, enviar
comandos remotamente e fazer a integração com o SCADA. Um dos objetivos do SAC é
impedir a duplicidade na entrada de informações, integrando, assim, todos os sistemas
necessários para a operação. O sistema SCADA permite a consulta dos dados disponibilizados
pelos sistemas remotos, possibilitando a interação com os equipamentos telecomandados. A
figura abaixo mostra como funciona a relação SAC, SCADA e operador, em que o SCADA é
somente a interface utilizada para acessar o SAC:
Figura 11- Arquitetura e interface de comunicação com o Sistema Elétrico.
3.5 - OPERAÇÃO DO SISTEMA
A operação do sistema não é somente o trabalho do operador no momento que acontece
a contingência no sistema (tempo-real), é toda a infraestrutura existente que dá apoio aos
Centros de Operação para manter o sistema em perfeitas condições de funcionamento. Ë
divida em pré-operação, tempo-real e pós-operação.
3.5.1 – PRÉ-OPERAÇÃO
Devido a cada alimentador, subestação e Regional ter uma instrução de recomposição, o
operador deve seguir algumas ações programadas. Ou seja, quando falta energia, deve-se
20
seguir um documento que contém instruções definidas previamente. Esse documento é
baseado no modelo organizacional do ONS, unificando todos os documentos em um único
tipo de documento, denominado Instrução de Operação (IO). As Instruções de Operação são
documentos utilizados pelos operadores de sistema da alta e média tensão e pelos supervisores
dos Centros de Operação, incluem todas as ações e procedimentos que devem ser seguidos em
situações de operação normal e contingências. São subdivida em seis grupos, de acordo com
sua finalidade. As divisões da Instrução de Operação na Coelce são:
• Instrução de Operação de Esquemas Especiais: define as características do
esquema de controle de emergência que afetam as cargas da Coelce, sendo
dividido em:
o Subfrequência
o Subtensão
• Instrução de Operação de Diretriz Operativa: procedimento para recomposição
ou transferência das cargas dos pontos de suprimento da Coelce, nos aspectos de
interesse sistêmico definido pelo ONS;
• Instrução de Operação Normal: unifica os procedimentos a serem executados
pelos operadores em configuração normal do sistema,
• Instrução de Operação de Recomposição: estabelece os critérios a serem
seguidos pelos Centros de Operação para transferência de cargas afetadas, que
são:
o Geral
o Fluente
o Transformador
o Alimentador
• Instrução de Operação de Contingência: determina os passos a serem adotados
pelos Centros de Operação para o Gerenciamento das Cargas quando ocorre
subfrequência causada pelo carregamento dos transformadores;
• Instrução de Operação de Emergência Máxima: estabelece os procedimentos a
serem adotados diante de uma contingência de emergência máxima, definidos
como:
o Barramento
o Transformador
21
Todas as subestações, automatizadas ou não automatizadas, têm um esquema de
reposição das cargas em caso de contingência e outro para a operação normal da instalação. A
IO de Operação Normal é utilizada para realizar manobras programadas ou de urgência para
liberação de equipamentos nas subestações. A IO de Recomposição de Alimentador, por
exemplo, contém todas as informações a serem utilizadas pelo operador para energizar uma
maior parcela possível das cargas afetadas no menor tempo em caso de uma ocorrência,
padronizando as ações dos operadores. Incluídos na Instrução de Operação de Recomposição
de Alimentador estão alguns anexos de suporte para facilitar e agilizar a ação dos operadores
com segurança, tais como:
• Diagrama unifilar do alimentador com todas as chaves, encontros com outros
alimentadores, tipos de encontros (faseados ou não), quantidade de clientes
conectados ao alimentador, religadores de linha (tem o mesmo princípio de
funcionamento de um religador de subestação), outros equipamentos
automatizados, principais pontos de referência, entre outras informações;
• Endereço de todas as chaves do alimentador;
• Carregamento dos transformadores e alimentadores da referida subestação;
• Análise de encontros de alimentadores, apresentando dados como valores de
corrente máxima e mínima.
Após percebida a abertura automática do religador, o operador deve seguir alguns
passos para isolar o defeito, deixando a menor quantidade de carga possível sem
fornecimento. Para isso, faz-se uso dos anexos (diagrama unifilar do alimentador e documento
com o endereço das chaves) para deslocar o operador da subestação e de rede para o ponto do
defeito. Caso haja equipamentos automatizados ao longo do alimentador, utilizá-los para
realizar a transferência das cargas para outro alimentador.
É importante receber informações de pessoas que possam auxiliar na localização do
defeito, que podem ser explosão, abalroamento, condições climáticas (chuva e vento), ou
outras causas. Existe o Sistema de Monitoramento de Descargas Atmosféricas, que indica as
condições meteorológicas e a incidência de raios, sendo uma importante ferramenta,
principalmente na época de chuvas, para identificar onde o raio incidiu e se atingiu algum
equipamento, ou caiu próximo a rede elétrica; tudo por coordenadas geográficas, pois todas as
instalações e equipamentos são georeferenciados. Resalta-se que não é permitido fechar anel
entre alimentadores defasados. Na Capital e Região Metropolitana, todos os encontros entre
22
alimentadores são faseados, possibilitando o fechamento do paralelo entre os mesmos.
3.5.2 – TEMPO REAL
A operação em tempo-real, no Estado do Ceará, é realizada, supervisionada e controlada
pelo Centro de Controle do Sistema.
3.5.2.1 - CE�TRO DE OPERAÇÃO DA COELCE
Na Coelce, a operação do Sistema Elétrico em tempo-real é desempenhada pelos
Centros de Operação, divididos em Centro de Controle do Sistema (CCS), Centros de
Controle Regionais (CCR) e Unidades de Apoio à Manutenção (UAM). O CCS, em conjunto
com os CCR e UAM, supervisiona as fases da pré-operação, operação em tempo real e pós-
operação, realizadas no sistema de subtransmissão e distribuição, para conservar o
abastecimento de energia elétrica da região administrada pela Coelce.
O coração da Coelce é o Centro de Controle do Sistema (localizado em Fortaleza), cujo
trabalho é realizado em conjunto com os Centros de Controle Regionais e as Unidades de
Apoio à Manutenção, controlando, supervisionando, comandando e executando ações
operativas no sistema de alta, média e baixa tensão do Estado do Ceará. Centros esses
responsáveis pela autorização de desligamentos, intervenções nos equipamentos e por todas as
manobras executadas no sistema elétrico.
Cada Centro de Operação tem sua área de responsabilidade operacional; isso significa
que o sistema elétrico da Coelce é dividido em áreas de operação, de forma que um
determinado equipamento só pode pertencer a uma área de responsabilidade [20].
Os CCR e as UAM são responsáveis pelas regiões do interior do Estado, conforme
Figura 6 do capítulo 2, distribuídas da seguinte maneira:
• Centro de Controle Regional de Sobral (CCRS) - controla o Centro de
Distribuição Norte;
• Centro de Controle Regional de Juazeiro do Norte (CCRJ) - controla o Centro de
Distribuição Sul;
• Unidade de Apoio à Manutenção de Canindé (UAMC) - controla o Centro de
Distribuição Centro Norte;
23
• Unidade de Apoio à Manutenção de Limoeiro do Norte (UAML) - controla o
Centro de Distribuição Leste;
• Unidade de Apoio à Manutenção de Iguatu (UAMI) - controla o Centro de
Distribuição Centro Sul [21][22].
Os CCR e UAM não podem assumir a área de responsabilidade da outra, o único que
pode assumir a responsabilidade de qualquer CCR e UAM é o próprio CCS, desde que seja
perante comunicação.
Figura 12- Estrutura organizacional da operação.
3.5.2.2 – OPERADOR DE SISTEMA
Durante uma ocorrência destacam-se: o operador do sistema, o operador de rede, o
operador de subestação e as equipes que são disponibilizadas para realizar a manutenção. O
operador de rede e o operador de subestação inspecionam e realizam manobras nos
equipamentos, tanto na rede de distribuição (conjunto de linhas e equipamentos usados para a
distribuição) como na subestação, respectivamente.
O operador do sistema precisa ter competência para analisar e tomar decisões seguras e
rápidas para minimizar ou erradicar a falta de energia, por meio de telecomandos (em
subestações automatizadas) ou orientações de execução de manobras para a recomposição do
sistema. Ou seja, efetuar os procedimentos para manter o sistema em perfeita condição
operacional, a fim de satisfazer aos requerimentos de qualidade e confiabilidade.
O papel do operador de sistema é muito importante, pois a rapidez do restabelecimento
de energia depende diretamente da sua atuação. Para realizar esse papel, é preciso ter um
vasto conhecimento do sistema elétrico e seus equipamentos, a exemplo de:
24
• Saber os 10 pontos de suprimento da Chesf para a rede da Coelce;
• Conhecer os diagramas unifilares de operação, proteção e medição das
subestações e alimentadores;
• Conhecer o sistema de comando, controle e sinalização das subestações;
• Saber utilizar o Sistema de Ajuda a Condução (para subestações automatizadas).
Tanto em situação normal ou contingência, com o sistema energizado ou desenergizado,
o operador do sistema decide quais ações devem ser adotadas pelos operadores de subestação
e de rede: autorizar, ou não, a realização de trabalhos em equipamentos do sistema, solicitar a
abertura e fechamento em disjuntores e religadores da Coelce, da Chesf (junto ao Centro de
Operação Regional Norte - CRON) e ao ONS. Além disso, o operador do sistema tem como
responsabilidade preencher o relatório diário de ocorrências normais e significativas após
cada ocorrência [23].
3.5.2.3 – CE�TRO DE CO�TROLE DO SISTEMA
O Centro de Controle do Sistema (CCS) é o lugar da Coelce que telecomanda todo o
sistema (onde se pode alterar, à distância, o estado dos equipamentos). A comunicação entre
os Centros de Operação (CCS, CCR e UAM) e a Central de Relacionamento deve acontecer
nos dois sentidos, tanto a Central de Relacionamento deve passar informações que possam
agilizar a normalização das cargas aos Centros de Operação (CO), como os Centros de
Operação deve informar o que está acontecendo no sistema.
Por exemplo, tanto em subestações automatizadas como em não automatizadas obtém-
se um aviso de falta de tensão, cabendo ao operador avisar a atuação do equipamento (se
alimentador ou subestação - nas subestações não automatizadas informar o telealarme
acionado), o horário do início, o motivo (se estiver definido), se há interrupção de carga e qual
a previsão de normalização das cargas. Nas subestações não automatizadas, algumas dessas
informações vêm da equipe de manutenção, que passa ao Centro de Operação e esse repassa à
Central de Relacionamento. O operador do sistema deve avisar ao Centro de Operação da
Chesf e ao ONS as ocorrências que estejam sob suas responsabilidades operacionais.
A organização estrutural do Centro de Controle do Sistema é dividida em baixa, média e
alta tensão. Opera em baixa e média tensão somente na área de Fortaleza e Região
Metropolitana. As interrupções de baixa tensão nessas áreas são identificadas através das
25
ligações de falta de energia encaminhadas pela Central de Relacionamento. Para essas
interrupções, o operador de baixa tensão tem o papel de filtrar as ocorrências e despachar as
equipes para a solução das mesmas.
As demais ocorrências de baixa e média tensão do Estado são atendidas pelos Centros
de Controle Regionais e Unidades de Apoio à Manutenção, dependendo do local onde ocorreu
a falta de energia. As ocorrências em média tensão do interior do Ceará podem ser delegadas
para o CCS com comunicação prévia entre operadores. A operação do sistema de alta tensão
de todo o Estado do Ceará é de responsabilidade do Centro de Controle do Sistema.
Figura 13 - Layout do Centro de Controle do Sistema.
Para explicar um pouco mais sobre o funcionamento do Centro de Controle do Sistema
da Coelce, foi entrevistado o supervisor Aderaldo Roberto Araujo, que forneceu as
informações seguintes.
Os operadores do CCS trabalham em regime de plantão de seis horas, onde cada
pessoa trabalha cinco dias e folga dois dias. O Centro de Controle do Sistema possui,
simultaneamente, dois operadores que atendem as ocorrências de baixa tensão em Fortaleza-
Capital, dois operadores de baixa tensão para a área metropolitana (Grande Fortaleza), um
operador de média tensão, um operador de alta tensão e um supervisor, todos sob o comando
do coordenador. Portanto, são necessários cinco operadores de alta e média tensão, cinco
supervisores, e dez operadores de baixa tensão para atender as regiões de Fortaleza (Capital e
Região Metropolitana), na escala de turnos. O coordenador trabalha em regime normal, oito
horas por dia, sendo substituído pelos engenheiros de sobreaviso nos finais de semana e
feriados.
26
Tanto o coordenador como o engenheiro de sobreaviso devem acompanhar os
atendimentos das intervenções no sistema, obter informações sobre as programações no
sistema (tarefas que foram previamente definidas para acontecer naquele período), e verificar
o retorno da configuração normal do sistema, dentre outras funções.
Cada operador de alta e média tensão conta com uma infraestrutura composta de um
rádio, quatro telefones e cinco monitores à sua disposição. Todas as ligações, tanto as de rádio
como as de telefone, são gravadas e arquivadas por um período de cinco anos. Em cada posto
de operação é disponibilizado acesso ao SCADA. O Centro de Controle do Sistema possui
uma linha direta com a Chesf e duas com o ONS.
O comportamento adotado por um operador de média tensão é diferente do operador de
alta tensão. Em média tensão, a tarefa do operador de sistema é coordenar as manobras
executadas pelo pessoal da manutenção, para assegurar a eficiência e segurança e registrar as
manobras identificando o equipamento e a hora de sua operação.
Já o operador de alta tensão tem que estar preocupado com a rápida normalização das
cargas, isolando o defeito ou transferindo as cargas das subestações afetadas para outra
subestação. Se a interrupção de carga tiver duração igual ou superior a três minutos, haverá a
contabilização da mesma nos indicadores de continuidade.
Uma informação muito importante fornecida pelo operador entrevistado é que
nenhuma ocorrência é igual à outra, posto que são verificadas características singulares em
cada evento.
27
Figura 14 - Centro de Controle do Sistema.
3.5.2.4 - CO�FIGURAÇÃO DA I�TERFACE DO SISTEMA SCADA
O sistema SCADA, utilizado nos Centros de Operação, tem uma configuração fixa, que
dispõe de algumas telas como: diagrama unifilar geral da subestação, vãos das subestações,
uma tela de alarmes e registro de eventos e uma tela de medições (tensão e corrente) com
informações on line. A tela que mostra o diagrama unifilar da subestação é a mais utilizada
pelos operadores, devendo conter todos os elementos do campo, tanto os estáticos (barras e
linhas) como os dinâmicos (chaves e disjuntores). A configuração utilizada na tela do
diagrama unifilar é padrão e especificada, sendo:
• Barras e linhas representadas por cores distintas, de acordo com o nível de
tensão:
o 230 kV – na cor amarela;
o 69 kV – na cor laranja;
28
o 13,8 kV – na cor azul;
• Equipamentos dinâmicos devem fazer distinção entre seus estados:
o Equipamentos de disjunção na posição aberta são representados por um
quadrado vazado, com contorno na cor verde, e na posição fechado por
quadrado cheio na cor vermelha. Se o equipamento tiver religamento
automático, a representação é feita por uma barra ao lado do quadrado.
Quando estiver ativo, a representação é feita por barra cheia; se o
religamento estiver inativo por barra vazada;
o Chaves seccionadoras abertas são representadas na cor verde com
indicação de abertura; quando fechada é representada na cor vermelha
com indicação visual de fechamento.
Na tela do operador são apresentados somente os valores necessários, para que não haja
poluição visual. O valor de corrente mostrado é somente o da fase A, e o valor de tensão
mostrado é o entre fases (Vab) somente nas barras, apesar de todos serem medidos. Os
operadores têm acesso a esses dados por subtelas do sistema, disponíveis para consulta.
O comando de abrir/fechar um equipamento se dá por um click sobre o símbolo do
equipamento que se deseja modificar o estado, abrindo uma subtela que mostra as opções de
comando para aquele determinado equipamento. Essa mesma janela possui botões de
cancelamento e confirmação da execução do comando desejado.
A tela de alarmes deve: conter filtros de alarme de acordo com criticidade; ser
atualizada on line; mostrar um histórico com data, hora, minuto e segundos, identificação do
equipamento acionador do alarme, descrição da mensagem de alarme e mostrar a proteção
que atuou. Os alarmes têm cores diferentes de acordo com o nível de criticidade. Por
exemplo, o alarme de disjuntor e religador aberto, tanto de média como alta tensão, aparece
na cor vermelha, já o alarme de nível de tensão aparece na cor amarela. As cores também
informam por onde o equipamento foi comandado. Se a manobra for realizada manualmente
(feita em campo), o equipamento aparece na cor verde, se for comandado pelo operador do
sistema (nível 3) fica na cor azul. O alarme é percebido tanto visualmente, pois fica piscando
na tela, como sonoramente [24].
Todo e qualquer alarme que atua, mesmo sendo somente instantâneo, resulta em uma
solicitação feita pelo operador do centro ao operador de campo para que se faça uma inspeção
afim de analisar a linha e/ou subestação, na tentativa de identificar a causa da abertura do
equipamento.
29
A figura abaixo mostra a tela usada nos centros de operação da Coelce.
Figura 15 - Tela do Sistema Digital para Automação.
3.6 - EXEMPLO DE I�TERRUPÇÃO DE E�ERGIA EM ALIME�TADOR
Como exemplo de uma Instrução de Operação de Recomposição de Alimentador em
tempo-real, será utilizado a do alimentador 01C3 de Cascavel (CSL).
Considerar-se-á inicialmente, a configuração normal do sistema, ou seja, o alimentador
não está transferido para outra subestação, e a subestação de Cascavel está sendo alimentada
pelo ponto de suprimento no qual foi realizado o estudo. Supondo que houve a atuação
automática do religador 21C3 (correspondente ao alimentador 01C3), o operador deve realizar
as ações descritas abaixo para restabelecer o fornecimento de energia. A inspeção do
alimentador em questão é divida em quatro trechos, e serão citados como exemplo dois desses
trechos:
• Trecho 1 – Possui 6,49 km de extensão, compreendendo: desde a saída do
alimentador 01C3 até a chave WG-2014; até a chave seccionadora GW-2138
30
(encontro com alimentador 01C2/CSL); e a chave de encontro com alimentador
01C2/CSL na estrutura GU-2443;
• Trecho 2 – Com 1,70 km de extensão, envolve desde a chave WG-2014 até o
religador na estrutura WE-1268; da chave seccionadora de encontro com o
alimentador 01C4/CSL na estrutura WE-2120; até a chave localizada na
estrutura WG-2154.
Todas as chaves e pontos de encontro descritos acima são facilmente visualizados na
Figura 16, abaixo.
Figura 16 – Parte do Diagrama Unifilar do alimentador 01C3 da subestação de Cascavel.
31
Figura 17 - Endereço de parte dos encontros de alimentadores e chaves para manobra.
A transferência total das cargas do alimentador, tanto em horário de carga leve (corrente
com um valor de 67 A) como em horário de carga pesada (corrente de 156 A), se dá de forma
completa para o alimentador 01C4 da própria subestação, restabelecendo o suprimento da
região abastecida pelo alimentador 01C3 de Cascavel [25].
Após o restabelecimento da energia, é elaborado o Relatório Diário de Ocorrência
(RDO), que possui cronologicamente todas as atuações de equipamentos existentes no sistema
elétrico da Coelce durante as 24 horas de um dia, incluindo as significativas e as não
significativas.
Ocorrências significativas são aquelas com interrupção de carga que duraram mais de
um minuto. Já as ocorrências não significativas são aquelas que tiveram duração até um
minuto, com interrupção de carga, ou não.
Nessa etapa, também é feito um relatório mais detalhado, contendo somente as
ocorrências significativas, denominado Relatório Diário para Análise (RDP), elaborado pelo
supervisor que estava no momento da ocorrência. Este relatório apresenta a narrativa de todos
os acontecimentos, desde a interrupção de carga (com falhas e anormalidades que dificultaram
o serviço) até o restabelecimento completo das cargas, sendo utilizado nas reuniões diárias de
análise de ocorrência, em que são discutidas as contingências que foram verificadas no dia
anterior.
Além do restabelecimento do sistema, cabe ao operador realizar manobras de ações
programadas na rede (realização de manutenção em redes desenergizadas ou energizadas em
alta, média ou baixa tensão), energizar novas instalações, dentre outras. A operação de alta e
32
média tensão compreende as ações de coordenação, supervisão, controle e execução da
operação em tempo real.
No capítulo a seguir, serão apresentadas as medidas tomadas pela Coelce na etapa da
pós-operação: as análises dos relatórios das ocorrências, as ações tomadas para evitar a
reincidência de interrupções pelo mesmo motivo, e caso ocorra, que o restabelecimento se dê
de forma mais rápida. Serão analisadas, ainda, as causas mais frequentes de interrupções no
fornecimento de energia e os indicadores de continuidade de energia elétrica.
33
CAPÍTULO 4
PÓS-OPERAÇÃO
A etapa da pós-operação realiza tarefas posteriores a uma falta no sistema, buscando a
melhoria contínua no serviço de entrega de energia, segurança para os operadores, melhoria na
qualidade de serviço e nos índices de desempenho, evitando multas aplicadas pela ANEEL. A
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) estabelece que as concessionárias devem ter um
índice de continuidade de fornecimento de energia elétrica. O não cumprimento dos índices na
qualidade de serviço de energia elétrica gera multa para a distribuidora.
Na pós-operação são realizadas análises das ocorrências e perturbações, cálculos dos
indicadores de qualidade, avaliação do desempenho da empresa, em que são detectados os
problemas e é sugerido melhorias para a operação do sistema. Essa fase consiste na identificação
da origem, causa, propagação e consequências ocasionadas pelas oscilações.
Há algum tempo, a Coelce desenvolve um trabalho de análise das ocorrências que
afetam o sistema, visando em uma constante melhora na entrega de energia. Estas análises são
feitas nas reuniões, podendo ser na Reunião de Ocorrência Significativa, que acontece
diariamente, ou na Reunião de Análise de Ocorrência, mais detalhada e específica.
4.1 - REU�IÃO DE OCORRÊ�CIA SIG�IFICATIVA
Um dos trabalhados que a Coelce realiza na pós-operação é a Reunião de Ocorrência
Significativa, realizada no dia seguinte a ocorrência no sistema. Nessa reunião são analisadas
todas as ocorrências significativas do dia anterior, com base no Relatório Diário para Análise
(RDP), com a finalidade de identificar os motivos da ocorrência, avaliar o desempenho das
pessoas envolvidas no restabelecimento, apontar soluções para os problemas encontrados e
recomendar ações corretivas e preventivas para que o sistema não sofra futuras ocorrências
pelo mesmo problema. Para a realização da reunião faz-se necessário a presença de:
• Área de Operação: engenheiro responsável pela análise (que não estava
envolvido no restabelecimento);
• Área de Manutenção: eletricistas e operadores de subestação e rede envolvidos
na normalização;
• Área envolvida: responsável pelo centro de operação da área afetada e o
operador responsável pela execução do trabalho;
34
• Todos os funcionários com envolvimento direto ou indireto na ocorrência.
Nessa reunião são definidas recomendações para as áreas envolvidas diretamente, ou
não, na ocorrência. Pode ser gerada recomendação para a área diretamente afetada, como
realizar inspeção termográfica no alimentador até o ponto de defeito (vistoria completa do
alimentador utilizando um termostato), com a finalidade de localizar algum ponto quente nas
conexões ou outro defeito que possa ter resultado na ocorrência; ou a recomendação pode ser
enviada para outras áreas: área de planejamento (compra de um equipamento, criação de uma
nova linha); área de estudos (verificar ordem de ajuste da proteção); todas as áreas da
empresa. Todas as recomendações visam evitar que haja reincidência pelo mesmo motivo ou
defeito, identificando o fator causador, como uma forma de prevenção para manter em bom
estado as instalações.
As solicitações definidas na Reunião de Ocorrência Significativa são encaminhas para
os responsáveis, para estes tomarem as providências pertinentes. Depois de respondida a
recomendação, cabe à área responsável pela realização da ocorrência, analisar e aceitar, ou
não, a resposta ou providência realizada pelas áreas cuja recomendação foi solicitada. Se não
aceita, a resposta é contestada até que a mesma seja aceita.
Para exemplificar, o relatório feito pelo supervisor, será mostrada uma interrupção de
energia que ocorreu com o alimentador 01C3, da subestação (SE) de Cascavel (CSL), no dia
06 de maio de 2010, utilizando o mesmo diagrama unifilar apresentado na Figura 16 do
capítulo 3. Em que é narrado passo-a-passo do restabelecimento da energia.
Figura 18 – Modelo do relatório analisado na Reunião de Ocorrência Significativa.
35
Lê-se acima: “Às 06:12h localizada cadeia de isoladores fase B danificada por descarga atmosférica,
na primeira estrutura após a chave seccionadora WI-1841. Proteção: 50/51�, 3acc, Icc=260A. Às 05:27h o
operador informou ao CCS que o telealarme da SE CSL estava acionado. O CCS verificou que na tela do SAC e
estava tudo normal na SE CSL e deslocou o operador para a referida SE. Às 05:29h o CCS conectou a IHM e
identificou o religador 21C3/CSL aberto. O CCS redirecionou o operador para a 1ª chave do PRS WG-2014. Às
05:32h a equipe 1723 se apresentou ao CCS em Cascavel e foi deslocada para a chave de encontro WE-2120
(01C3/CSL-01C4/CSL). Às 05:36h o operador chegou à chave WG-2014 e o CCS solicitou a sua abertura. Às
05:37h o operador informou a abertura da chave WG-2014 e o CCS fechou o religador 21C3/CSL sem sucesso,
atuando a proteção 51�. Às 05:38h o CCS deslocou o operador para a chave WI-1884, que fica antes da 1ª
chave do PRS. Às 05:42h a equipe 1723 chegou à chave WE-2120 e o CCS solicitou o seu fechamento. Às
05:43h foi fechada a chave WE-2120, transferindo parte do alimentador 01C3/CSL para o alimentador
01C4/CSL, normalizando 4.338 clientes. Às 06:04h o operador chegou à chave WI-1884 e o CCS solicitou a sua
abertura. Às 06:05h o operador informou a abertura da chave WI-1884 e o CCS fechou o religador 21C3/CSL,
normalizando 1.372 clientes”.
Os dados contidos no relatório feito pelo supervisor são:
• Departamento: aparece como DM, é a Região Metropolitana (Grande Fortaleza);
• Tensão envolvida: média tensão;
• Local afetado: se foi um Regional, uma subestação ou alimentador; no caso
analisado a ocorrência foi em um alimentador;
• Tempo: dividido em inicial, parcial (quando parte das cargas são restabelecidas)
e total (momento em que todas as cargas são normalizadas);
• Quantidade de clientes conectados ao alimentador;
• Potência;
• Responsabilidade do alimentador (se pertence à Coelce ou à terceiros);
• Descrição do que aconteceu.
Esses dados são analisados nas reuniões com o objetivo de identificar atos falhos das
pessoas responsáveis pelo serviço e problemas no sistema elétrico. Gerando assim as
recomendações. Para esta ocorrência as recomendações foram:
• Realizar inspeção minuciosa ao longo do alimentador até o ponto do defeito,
nessa inspeção, observam-se defeitos que possam ser detectados visualmente;
• Realizar inspeção termográfica no alimentador até o ponto do defeito;
• Informar o motivo de o rádio ter se danificado na hora da ocorrência. Essa
recomendação só foi feita devido a presença do operador e do eletricista que
36
atuaram na ocorrência comentarem que ficaram sem comunicação, pois o rádio
não estar funcionando perfeitamente;
• Fazer a substituição do isolador danificado por um isolador polimérico
(melhorias no sistema);
• Avaliar a necessidade de instalar mais pára-raios ao longo deste alimentador
(necessidades do sistema).
4.2 - REU�IÃO DE A�ÁLISE DE OCORRÊ�CIA
É a análise mais detalhada da ocorrência, ocorre quando é solicitada, normalmente pelo
diretor da área técnica, incluídas oscilografias de relés, histórico de telemedidas, gravações da
comunicação verbal da operação, sequência de eventos da proteção; envolve todas as áreas
responsáveis. Normalmente, é solicitada para identificação de eventos indesejáveis (controle
de tensão e de frequência) quando o risco para o sistema ou pessoal foi alto, ou quando é
percebido erro por parte de algum responsável, colocando em perigo a segurança do sistema
ou de pessoal (desempenho insatisfatório), ou simplesmente pelo alto tempo no
restabelecimento das cargas. Após a reunião é elaborado um relatório com introdução
(descrição da ocorrência), análise dos documentos mencionados acima, análise do
desempenho da equipe, recomendações com prazos definidos para atendimento e conclusão
[26]. As recomendações estabelecidas nessa reunião têm prazo estipulado para sua realização
devido a sua urgência, pois algo mais sério aconteceu e deve ser resolvido logo.
4.3 - RELATÓRIO DE OCORRÊ�CIAS REITERADAS
Outro trabalho realizado quinzenalmente é o Relatório de Ocorrências Reiteradas, que
contendo todas as ocorrências significativas que aconteceram no sistema elétrico da Coelce,
incluindo subestações, alimentadores e linhas de transmissão.
Esse relatório é muito parecido com o Relatório Diário para Análise (RDP), com a
inclusão da causa do problema, formando um relatório mais completo e detalhado. A partir
desse relatório, são extraídas as maiores ocorrências reiteradas em: alimentador, subestação,
linha de transmissão, subestações que ficam sem energia por causa de problemas na rede
básica (em que a Coelce não é responsável pelo que ocasionou o problema), subestações que
ficam sem fornecimento de energia por problemas nas linhas de transmissão, e subestações
que tiveram ocorrências nos seus alimentadores (quantidade de vezes que os alimentadores de
37
certa subestação sofreram interrupção, ou seja, a soma de todas as ocorrências que
aconteceram nos alimentadores da subestação). Os dados do ano corrente são comparados
com os do ano anterior, como mostra a Tabela 6.
A partir desse relatório, constatou-se um total de 982 ocorrências significativas em
média e alta tensão no ano de 2010, como é mostrada na Tabela 7.
Tabela 6 - Comparativo das ocorrências significativas por ano.
Ocorrências Significativas
Ano Quantidade 2008 1.237 2009 1.028 2010 982
Tabela 7 – Maiores Saídas Reiteradas em 2010.
Maiores Saídas Reiteradas em 2010
Instalação
Total de Saídas
Individual
Total de Saídas (> que 3 min.)
Total Global
Total Global (> que 3 min.)
Alimentador ART-01N2 9 9 590 461 Subestação BCR 3 2 91 43 SE devido a Rede Básica
CAT 5 / 4* 4 / 4* 194 / 144*
182/ 143*
SE devido a LT
PRT 6 3 107 55
SE por alimentador
PAR 20 18 590 461
Linha de Transmissão
02M4-CPE / PCM
5 2 61 28
*Saídas de subestações devido atuação do ERAC.
Em que:
• Total de Saídas Individual é o número de que cada instalação ficou fora;
• Total de Saídas (> que 3 min.) é a quantidade de vezes que certa instalação ficou
sem energia por um período maior do que três minutos (contabilizando para o
DEC e FEC);
38
• Total Global é a soma das ocorrências de uma determinada instalação (por
exemplo, todos os alimentadores que ficaram sem energia) durante o ano de
2010;
• Total Global (> que 3 min.) é o Total Global das ocorrências com duração de
mais de três minutos durante o ano.
As 982 ocorrências correspondem à soma das instalações: alimentador, subestação,
subestação devido à Rede Básica e subestação devido à linha de transmissão. A análise das
ocorrências de subestação por alimentador é uma forma de agrupar as ocorrências dos
alimentadores. As ocorrências na linha de transmissão, que são problemas na própria linha,
contabilizados para saber qual linha têm mais problema, contabilizadas no item SE devido a
LT.
O alimentador ART-01N2 significa que é o alimentador 01N2 (codificação da empresa)
da subestação de Aracati (ART); e as subestações Barra do Ceará (BCR), Porto (PRT),
Paraipaba (PAR) e a LT 02M4-CPE/PCM é a linha 02M4 (codificação da empresa) que liga
Cauípe (CPE) a Pecém (PCM).
As causas mais frequentes das ocorrências no sistema da Coelce são apresentadas
abaixo, em ordem de maior frequência de acontecimento para menor:
• Atuação do Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC): ocorre quando a
atuação de alívio de cargas, tirando subestações por subfrequência no sistema;
• Defeito Temporário Não Identificado (DTNI): usado quando não se consegue
identificar a causa da incidência;
• Descarga atmosférica: oscilação causada por descargas atmosféricas;
• Terceiros acidental: incidente ocasionado por contatos acidentais (de pessoas,
equipamentos alheios à empresa ou terceiros), como pipas, bolas, objetos que
toquem na rede provocando o desligamento da rede. É importante não confundir
com vandalismo;
• Abalroamento: provocado por poste abalroado, quando um carro, ou outro
objeto, colide com um poste, danificando a rede elétrica;
• Demais instalações da transmissão não programada: usada quando houver
desligamento de cargas por problemas na rede básica, sem avariar o sistema; é
uma intervenção não programada de manutenção nos sistemas de rede básica,
afetando clientes;
39
• Condutor partido: incidente provocado por condutor partido, sem que seja
identificada a causa que partiu o condutor;
• Defeito em isolador: usado quando a causa da incidência for defeito no próprio
material (isolador furado ou quebrado);
• Vandalismo: ações não acidentais, propositais, realizadas no sistema com o
objetivo de danificá-lo (disparos de caçadores, arame, pedra jogada na rede);
• Corpo estranho: quando um corpo estranho provocar avaria no sistema;
• Defeito interno cliente: quando um defeito no cliente tira, ou não, de operação
outras cargas conectadas ao sistema, precisando da intervenção de um
profissional da Coelce para normalizar os demais clientes;
• Árvore tombada: ocorrência ocasionada por uma árvore tombada;
• Defeito em pára-raios: oscilação ocorrida por defeito em pára-raios;
• Maresia: ocasionado pelas condições ambientais de salinidade, diminuindo o
nível de isolamento entre os componentes e a vida útil dos materiais;
• Outras falhas: usada quando não é possível associar a causa encontrada a uma
causa especificada pela Coelce;
• Desligamento emergencial: quando o incidente resultar do desligamento de
cargas para corrigir um problema emergencial;
• Pássaros: falta provocada por pássaro;
• Vegetação: ocorrência devido ao crescimento de árvores que entram em contato
com a rede;
• Transferência e retransferência de cargas: ocasionada por manobras de
transferência e retransferência de cargas;
• Vento: incidente causado por ventos fortes, pelo contato de condutores com
outros equipamentos (condutores ou partes metálicas);
• Animais: devido a animais que tiram de operação cargas do sistema;
• Jumper partido: usado quando o jumper partido provoca a ocorrência (jumper é
um condutor não submetido à tração, mantendo ininterrupta a energia elétrica);
• Queimadas: oscilações de tensão causada por queimadas.
40
A tabela abaixo mostra as principais causas que aconteceram em cada Regional:
Tabela 8 – Principais Causas separadas por Regional.
Regional Quant. Ocorrências
Principais Causas
Saídas pela mesma causa
Atlântico 88 ERAC 14 Centro-Sul 76 DTNI 17 Fortaleza Capital
204 Abalroamento 30
Fortaleza Metropolitana
220 ERAC 32
Leste 133 * 22 �orte 99 ERAC 24
Centro-�orte 86 ERAC 33 Sul 79 DTNI 17
*Demais Instalações da Transmissão não Programada.
Algumas pessoas confundem falta, falha, defeito e perturbação. Falta é uma ocorrência
acidental ou defeito em um elemento do sistema, podendo resultar em falha no funcionamento
do elemento. A falha é ocasionada quando um elemento do sistema para de funcionar. Defeito
é uma anormalidade de funcionamento de uma instalação ou equipamento, diminuindo a
confiabilidade do equipamento. Curto-circuito são defeitos devido ao toque entre condutores
energizados ou entre um condutor energizado e a terra, criando arco elétrico, desequilíbrios de
tensão e corrente. Perturbação é um distúrbio que resulta em um desligamento forçado no
fornecimento de energia.
Esses relatórios são importantes, pois facilitam a identificação dos pontos fracos do
sistema, em que aspectos o sistema não é satisfatório e qual o motivo, proporcionando a
realização de um plano de investimento para melhorias no sistema.
Existe outro tipo de relatório que calcula os índices de continuidade de energia elétrica,
realizado para a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), mostrando se a Coelce
atende ou não os valores estipulados como limites de qualidade exigidos, diferentes destes
apresentados, que indicam melhorias para o fornecimento da energia.
4.4 – I�DICADORES DE CO�TI�UIDADE
Para as concessionárias, permissionárias de serviço público de distribuição e de
transmissão de energia elétrica, é muito importante manter a continuidade no serviço de
41
distribuição de energia elétrica, pois existem metas estabelecidas pela ANEEL a serem
cumpridas nos enfoques de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
(DEC) e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC), para
conjuntos de unidades consumidoras.
Conjunto de unidades consumidoras é um grupo de unidades consumidoras da mesma
área de concessão definidos pela concessionária. Podendo abranger mais de um município ou
dividir o município em mais de um conjunto. Essa divisão tem que ser aprovada pela ANEEL
[27].
Para os indicadores citados abaixo, somente são contabilizadas as interrupções de longa
duração, tempo de interrupção igual ou superior a três minutos:
• Indicadores de continuidade coletivo:
o DEC é o intervalo de tempo (horas) que um consumidor percebe a
descontinuidade na distribuição de energia elétrica, em um período;
o FEC é a quantidade de interrupções que cada unidade consumidora do
conjunto considerado sofreu;
• Indicadores de continuidade individual:
o Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora (DIC):
intervalo de tempo que ocorreu a descontinuidade de energia em uma
unidade consumidora;
o Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora
ou por Ponto de Conexão (DMIC): tempo máximo de interrupção em
um consumidor, limita o tempo máximo de cada interrupção para forçar
a distribuidora a não deixar o consumidor sem energia por um período
muito longo;
o Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por
Ponto de Conexão (FIC): corresponde ao número de interrupções
ocorridas no consumidor.
A apuração ocorre de modo mensal, trimestral e anual dos indicadores DEC, FEC, DIC
e FIC, e de forma mensal para o DMIC. Não são contabilizadas as interrupções provocadas
por: falha nas instalações do próprio consumidor que não interrompa o fornecimento de
energia para outros clientes (se afetar terceiros será contabilizado para os que sofreram
interrupção); obras de interesse do cliente, não causando interrupção em terceiros; situação de
emergência (descrita em detalhes pela distribuidora); inadimplência do consumidor; furto ou
42
de força maior, originadas na distribuidora, comprovada por documentos.
Para DIC, FIC e DMIC também não são consideradas as interrupções oriundas da
atuação do ERAC; as interrupções vinculadas ao racionamento de energia, quando instituído
pela União; ocorrências programadas na rede, em que os clientes são avisados previamente e
haja um cumprimento do horário de início e fim da interrupção pela concessionária; e por dia
crítico (quando a quantidade de ocorrências superar a média acrescida de três desvios padrões
dos valores diários, relativos aos 24 meses anteriores ao mês em curso) [27].
O não cumprimento das metas estabelecidas para DIC, FIC e DMIC é considerado
violação de padrão do indicador de continuidade individual, tendo como penalidade a
indenização ao consumidor afetado (compensar financeiramente, creditando o valor na futura
fatura), que deve ser paga até dois meses após o mês em que houve a interrupção.
Anteriormente, a penalidade por não cumprimento dos limites dos indicadores coletivos
(DEC e FEC) era multa. A partir de 2009, somente os indicadores individuais gerariam multa,
de acordo com o Procedimento de Distribuição (PRODIST), que estabelece o término da
multa por ultrapassagem dos indicadores coletivos. Havendo violação de mais de um
indicador individual, será indenizado (pago aos clientes) somente o indicador que possuir o
maior valor de compensação.
Apesar de cessada a aplicação de multa para o DEC e FEC, eles ainda devem ser
calculados para monitorar o desempenho das distribuidoras.
Tabela 9 - Parte dos Índices de Continuidade por Conjunto do Estado do Ceará (1° Trimestre de 2011)[28].
Conjunto �º Cons. DEC FEC
ACARAPE 26.870 3,73 2,44
ACARAÚ 22.605 4,63 2,17
ACOPIARA 21.150 4,20 5,82
AGUA FRIA 46.561 2,82 1,99
ALDEOTA 42.261 2,02 1,53
AMONTADA 15.391 4,32 1,81
ANTONINA DO NORTE 21.040 3,52 1,45
APUIARÉS 9.045 2,90 1,75
CASCAVEL 30.216 6,24 4,08
BEBERIBE 17.257 5,15 2,53
Consumidores: 2.815.070
43
Pela tabela acima, percebe-se que os limites de DEC e FEC não são iguais para cada
conjunto de consumidores. Isso se deve ao fato de as cargas não estarem distribuídas
uniformemente pelo Estado. Quanto mais distante do centro (grupo de cargas) estiver o
consumidor, mais elevado será o custo do atendimento, para que a tarifa cobrada seja a
mesma para todos os consumidores, existem diferentes níveis de qualidade dentro de uma
mesma área de concessão [29].
De acordo com dados da ANEEL, a compensação paga, aos consumidores, pela Coelce,
no primeiro trimestre de 2010, é mostrada na Tabela 10, abaixo. E a compensação paga pela
Coelce, de acordo com esta, em todo o ano de 2010, é mostrada na Tabela 11.
Tabela 10 – Compensação paga pela Coelce no primeiro trimestre de 2010 de acordo com a A�EEL[30].
Região Distribuidora �º Compensações
Total
Compensação Total
R$
Nordeste COELCE 535.642 R$ 779.692,43
Tabela 11 – Compensação paga pela Coelce em 2010.
Região Distribuidora �º Compensações
Total
Compensação Total R$
�ordeste COELCE 1.158.435 R$ 1.820.556,00
Os limites estabelecidos pela ANEEL para os indicadores de continuidade individual
(DIC e FIC) são definidos de acordo com o DEC e FEC, respectivamente. Variando de acordo
com: o conjunto que o cliente está inserido; nível de tensão; divisão entre urbano e não
urbano. A meta destes indicadores é definida para o período mensal, trimestral e anual, o
DMIC é um indicador mensal que corresponde a 50% do padrão mensal do DIC. A tabela
abaixo, mostra um exemplo da meta dos indicadores para clientes abastecidos em tensão
menor ou igual a 1 kV:
44
Tabela 12 – Metas dos indicadores individuais.
Para todos os conjuntos, existem metas definidas pela ANNEL. A Coelce possui, no
total, 99 conjuntos. Futuramente, os clientes serão divididos de acordo com a subestação a
qual estão conectados, e não mais por conjuntos. Para exemplificar, é apresentado o conjunto
Beberibe, estes dados estão disponibilizados no site da ANEEL [31]:
Tabela 13 – Limites dos Indicadores Individuais - Urbano.
COMPANHIA ENERGÉTICA DO
CEARÁ
DIC (em horas)
FIC (número de interrupções)
DMIC (em horas)
Conjunto DEC FEC ANUAL TRIM. MENSAL ANUAL TRIM. MENSAL MENSAL
BEBERIBE 23 18 27,48 13,74 6,87 15,45 7,72 3,86 3,97
Tabela 14 - Limites dos Indicadores Individuais - �ão urbano.
COMPANHIA ENERGÉTICA DO
CEARÁ
DIC (em horas)
FIC (número de interrupções)
DMIC (em horas)
Conjunto DEC FEC ANUAL TRIM MENSAL ANUAL TRIM. MENSAL MENSAL
BEBERIBE 23 18 49,42 24,71 12,35 33,08 16,54 8,27 6,79
De acordo com a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee),
que agrupa 43 concessionárias em todo o País, o ranking das 10 melhores distribuidoras do
Brasil segundo os indicadores DEC e FEC foram [32]:
45
Figura 19 – Comparativo dos melhores índices de DEC no Brasil em 2010.
Figura 20 – Comparativo dos melhores índices de FEC no Brasil em 2010.
Conforme mostra as Figuras 19 e 20, a Coelce aparece em terceiro lugar no índice de
DEC e em quarto lugar para o índice de FEC. Dentre as causas principais para os índices de
DEC e FEC na Coelce, destacam-se:
46
Figura 21 - Comparativo das causas que mais contribuirão para o DEC da Coelce.
Figura 22 - Comparativo das causas que mais contribuirão para o FEC da Coelce.
Para comprovar que este trabalho desenvolvido pela Coelce está trazendo melhorias, é
apresentado o comparativo de DEC e FEC dos anos anteriores até o atual (serão mostrados os
valores acumulado, ou seja, a soma do valor de cada mês até obter o anual):
47
Tabela 15 – Evolução do DEC na Coelce de 2008 a 2011.
DEC ACUM
JA� FEV MAR ABR MAI JU� JUL AGO SET OUT �OV DEZ
2008 0,98 1,54 2,67 3,48 4,17 4,72 5,30 5,91 6,43 7,07 7,57 8,18 2009 0,88 1,54 2,23 2,96 3,71 4,41 5,10 5,67 6,10 6,54 7,03 7,67 2010 0,66 1,15 1,89 2,58 3,13 3,66 4,19 4,70 5,26 6,04 6,69 7,54 2011 0,91 3,20 4,07 5,59 Meta 2011
0,69 1,36 2,09 2,78 3,40 3,96 4,53 5,08 5,64 6,18 6,76 7,34
Tabela 16 – Evolução do FEC na Coelce de 2008 a 2011.
FEC ACUM
JA� FEV MAR ABR MAI JU� JUL AGO SET OUT �OV DEZ
2008 0,71 1,17 2,09 2,64 3,19 3,63 4,11 4,65 5,10 5,80 6,27 6,78
2009 0,69 1,21 1,77 2,30 2,81 3,28 3,83 4,26 4,63 4,99 5,32 5,91
2010 0,57 0,95 1,46 1,90 2,35 2,73 3,13 3,61 4,14 4,73 5,20 5,61
2011 0,51 1,99 2,66 3,53
Meta 2011
0,48 1,44 1,99 2,45 2,82 3,15 3,45 3,74 4,05 4,35 4,65 5,51
Pode-se observar uma melhora com o passar dos anos.
A previsão para o DEC de 2011 é 8,62 e para o FEC é 6,05. Esses valores de previsão
estão mais altos do que os anos anteriores devido ao blecaute ocorrido no dia 03 de fevereiro e
aos problemas relacionados a Rede Básica. Juntos, esses eventos acrescentaram ao DEC 1,58
horas e ao FEC 1,54 interrupções. Se não fossem consideradas as oscilações devido a Rede
Básica no ano de 2011, o DEC seria 4,01 e o FEC 2,19.
No ano de 2010, a Coelce ressarciu 1.158.435 clientes pelo não cumprimento dos
limites estipulados para os indicadores DIC, FIC e DMIC. Estes clientes estavam conectados
em 13,8 kV e 69 kV (grandes clientes) e em baixa tensão, conforme mostra o diagrama
abaixo:
48
Figura 23 - Percentual de Ressarcimento por �ível de Tensão e por Indicadores em 2010.
4.5 - SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO
No ano de 2010, a causa que mais tirou alimentadores e subestações de funcionamento
foi o Esquema Regional de Alívio de Cargas (ERAC), realizado pelo Operador Nacional do
Sistema (ONS), com o objetivo de manter em equilíbrio geração e carga. O ERAC faz parte
de um sistema de proteção que desconecta automaticamente cargas quando a geração está
baixa, não sendo possível suprir todas as cargas ligadas à Rede Básica.
Tabela 17 – Configuração: Sistema/Efeito.
SISTEMA EFEITO
Geração Sistema Carga �ormal Normal Normal Condição Normal do Sistema
Normal Normal Subfrequência (ERAC)
�ormal
Normal Subtensão
�ormal Normal
Sobrefrequência / Sobretensão
�ormal
Normal Sobretensão
O sistema elétrico de potência tem que estar equilibrado entre geração e carga para o
perfeito funcionamento. Caso ocorra desequilíbrio na relação geração/sistema/carga os
elementos de proteção irão atuar para que o sistema não se danifique. Elementos, estes,
49
pertencentes ao Sistema Especial de Proteção (SEP), sistemas automáticos de controle e
proteção, que devem ser instalados nas geradoras, transmissoras, e distribuidoras de energia
elétrica. O SEP possibilita o uso correto dos sistemas de geração, transmissão e distribuição,
dando uma maior confiabilidade à operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), evitando
que perturbações levem o sistema a um colapso ou perda de estabilidade, aumentando a
segurança, pois um problema em uma área não irá afetar outras áreas. O SEP é dividido em:
• Esquemas de Controle de Emergência (ECE), que atuam no efeito:
o Subfrequência (ERAC);
o Subtensão;
o Sobrecarga.
• Esquemas de Controle de Segurança (ECS), que atuam na causa. É a chamada
Proteção por Perda de Sincronismo (PPS), atua a partir da detecção de perdas
múltiplas no sistema, evitando a propagação de distúrbios no sistema [33].
A proteção PPS é muito importante para o perfeito funcionamento do sistema
interligado, devendo atuar quando percebidas oscilações instáveis, com o objetivo de
preservar o restante das cargas, para que elas não sintam as oscilações e fiquem fora de um
possível colapso.
4.5.1 - ESQUEMA REGIO�AL DE ALÍVIO DE CARGAS - ERAC
Maior responsável pelas ocorrências no sistema do estado do Ceará em 2010.
Ressaltando que a atuação do ERAC não é contabilizada nos índices de continuidade, pois são
problemas causados por perdas de blocos de geração, e não pelo sistema de distribuição da
concessionária. O ERAC é um dos Sistemas Especiais de Proteção mais importantes,
ocasionando interrupções no fornecimento de energia devido à perda de geração.
Atua pelo corte de carga no momento em que é sentida uma variação negativa na
frequência. Quando a geração não é suficiente para a quantidade de carga conectada ao
sistema, o nível de tensão aumenta, acarretando em uma diminuição na frequência do sistema,
que é padronizada em 60 Hz. Para que não ocorra o fenômeno de subfrequência, o ERAC atua
tirando algumas cargas do sistema. As cargas conectadas ao sistema são padronizadas para
trabalhar em 60 Hz; quando essa frequência não é atendida, ocorre o superaquecimento dos
aparelhos, diminuição da vida útil, entre outros problemas, para isso não acontecer o ERAC
atua tirando essas cargas do sistema elétrico.
50
A atuação do ERAC é diferente para cada área geo-elétrica do Sistema Interligado
Nacional, pois os ajustes das divisões das cargas a serem rejeitadas dependem da área. O
Nordeste possui essa divisão em cinco estágios, totalizando 40% de toda a carga da região,
devendo estar disponível para a atuação do ERAC.
O ONS tem a responsabilidade de fiscalizar os montantes de cargas disponíveis para um
possível corte de cargas, identificando, se estes, estão conforme as exigências de cada área. Já
a concessionária deve fornecer dados reais (levantamento de cargas da sua área de concessão)
ao ONS. Esse levantamento de cargas é de suma importância para a realização do Relatório
Quadrimestral de Acompanhamento do Esquema Regional de Alívio de Carga, em que o ONS
atualiza os dados para o perfeito funcionamento do ERAC em uma futura atuação. Esse
relatório apresenta os estágios de atuação do ERAC causado por perda de geração, com os
respectivos montantes de carga que serão cortados em cada área do SIN.
O levantamento de cargas correto é necessário para definir os montantes de cargas que
serão cortados quando uma contingência for causada pela redução de suprimento, devendo ser
feito quadrimestral [35].
Figura 24 - Data prevista para levantamento de cargas.
Para a configuração da proteção, a concessionária deve adquirir os componentes
necessários (relés de subfrequência) para a atuação do ERAC
Os relés são configurados para operar de acordo com a faixa de frequência e o tempo de
duração desse desequilíbrio. O sistema não opera com uma frequência inferior a 57,5 Hz por
51
mais de 0,5 segundos; a 58,5 Hz por mais de 10 segundos; não podendo atingir valores
inferiores a 57 Hz e, após a atuação do ERAC, a frequência deve se estabelecer em 59,5 Hz
em até 20 segundos. Na Coelce, os relés instalados para o Sistema Especial de Proteção
utilizam a taxa de variação da frequência no tempo, trabalhando da seguinte maneira:
Tabela 18 – Estágios de atuação dos relés.
Sistema Interligado
Estágio Ajuste (Hz/s)
Retaguarda Corte de carga ideal por Agente
(%)
Instantâneo Temporizado
1 0,7 57,3 Hz 58,5 Hz (10s) 6 2 1,1 57,2 Hz 58,5 Hz (11s) 7 3 1,5 57,1 Hz 58,5 Hz (12s) 11 4 1,7 56,8 Hz - 8 5 1,9 56,5 Hz - 8
É muito importante manter os dados atualizados para a correta atuação do ERAC, pois
se o ERAC atuar e a quantidade de carga prevista para ser desligada do sistema não for, ira
acontecer uma situação com pouca geração e muita carga, ocasionando um afundamento de
tensão e, possivelmente, um blecaute, que pode tomar grandes proporções.
O ONS permite que a concessionária faça rodízio entre as cargas desligadas pelo
ERAC, assim se a proteção atuar mais de uma vez, não resultará na interrupção do
fornecimento sempre para o mesmo consumidor [34].
A Coelce tem Instruções de Operação (IO) para o restabelecimento das cargas
desconectadas pelo ERAC, a Instrução de Operação de Esquemas Especiais (subfrequência e
subtensão). Para o ERAC, a ordem de religamento deve ser igual à ordem desligamento, ou
seja, primeiro o 1º estágio, depois o 2º e assim por diante, para garantir a segurança em caso
de nova queda de frequência pelo processo de restabelecimento.
Para o restabelecimento, existe a opção do Esquema Regional de Restauração de Cargas
(ERRC), ficando a critério de cada Agente usa-lo ou não. Nos ajustes dos relés, além de ter as
exigências mencionadas acima, deve haver uma faixa de tensão variando de 0,7 p.u. (por
unidade) a 1,4 p.u. A tensão mínima exigida para a restauração é 0,95 p.u.
A recomposição pode ser de forma automática ou manual (com comunicação do centro
de operação):
52
• A recomposição automática acontece nos 1º e 2º estágios. Cada estágio é
dividido em dois blocos de cargas que será religado quando a frequência do
sistema for de, pelo menos, 60,05 Hz por um tempo superior a 10 segundos,
pois assim sabe-se que existe geração suficiente no sistema. Se houver nova
queda na frequência, o religamento automático é bloqueado;
• A recomposição com comunicação (manual) e fluente ocorre nos 3º, 4º e 5º
estágios. Para o religamento das cargas, a frequência deve ser 60 Hz e a tensão
1 p.u., por pelo menos um minuto. Os religamentos devem ter intervalos de um
minuto, entre um estágio e outro, e as condições de frequência e tensão
estabelecida. Se houver queda na frequência, as cargas deverão ser desligadas e
seu religamento só poderá ser ocorrer com a autorização do ONS [33][35].
No site do ONS está disponível o Acompanhamento do ERAC, apresentando o
levantamento das cargas, com as leituras do levantamento de cargas de 2009, visando dar
transparência ao processo para um correto desempenho do Sistema Especial de Proteção.
A Figura 25 mostra parte do levantamento de carga para a atuação do ERAC das
empresas do Nordeste, colhidos no dia 17 de dezembro de 2009 (como foi estipulado pelo
ONS), separados por carga (leve, média e pesada) e estágio (1º, 2º, 3º, 4º, e 5º). Os destaques
em amarelo representam as situações que não atendem aos critérios exigidos pelo ONS, com
uma margem de tolerância de 10%:
53
Figura 25 - Situação do ERAC em 16 de dezembro de 2009 (Sistema �ordeste)[35].
Pelo acompanhamento realizado pelo ONS, foi verificado que a Coelce disponibiliza
corretamente o montante de carga total para corte, 40%, porem não disponibiliza a quantidade
de carga devida para o 2º estágio.
A atuação do Esquema Regional de Alívio de Cargas foi uma das principais causas que
mais ocasionou interrupção no fornecimento de energia elétrica no ano de 2010, pois atuou
quatro vezes, como mostra a Tabela 19 abaixo.
Tabela 19 – Atuações do ERAC no ano de 2010 no Sistema Elétrico da Coelce.
ATUAÇÕES DO ERAC
DIA DA ATUAÇÃO 10/fev 7/set 24/set 25/set DEMA�DA CORTADA
(MW) 1.376 191,2 111,2 330,4
CARGA CORTADA (%) 34,3 19,5 7,6 28,3 ESTÁGIOS ATUADOS até o
5º até o 3º
1º e 2º
até o 4º
CARGA QUE DEVERIA SER DESLIGADA (%)
40 24 13 32
SUBESTAÇÕES AFETADAS 36 36 17 55 TEMPO DE
RESTABELECIME�TO (minuto)
37
23
23
21
54
Na tabela acima, o item subestações afetadas, representam a soma subestações das
próprias, pertencente à Coelce, e as de terceiros; o tempo de restabelecimento é o total (tempo
de recomposição da última carga), não significa que todas as subestações ficaram sem energia
por esse tempo.
É fácil ver que as atuações não tiraram a quantidade de carga estabelecida pelo ONS,
significando que houve atuação correta do ERAC, mas houve erro no levantamento das cargas
disponibilizadas, em razão das cargas estarem transferidas para outra subestação que não
possuía o relé de subfrequência.
Devido à Reunião de Análise de Ocorrência esse problema foi detectado e solucionado
através da recomendação à área de planejamento para a compra de mais relés.
Atualmente, esses relés estão instalados e preparados para atuar quando solicitado.
No próximo capítulo, será apresentado um exemplo de atuação do ERAC e todo o
esquema de restabelecimento do fornecimento de energia elétrica para a região Nordeste, após
o blecaute ocorrido em 03 de fevereiro de 2011.
55
CAPÍTULO 5
BLECAUTE OCORRIDO EM FEVEREIRO DE 2011
Inicialmente, será feito um esclarecimento a respeito da diferença entre apagão e
blecaute. Apagão ocorre com a falta de geração de energia, quando não se tem geração
suficiente para abastecer as cargas. Para se evitar um apagão, uma das medidas é o
racionamento de energia (que ocorreu no Brasil nos anos de 2001 e 2002). Já blecaute é um
problema de ordem técnica, que provoca o corte de várias cargas ao mesmo tempo.
O que ocorreu na região Nordeste em 03 fevereiro de 2011 foi um blecaute, em que uma
falha técnica tirou do sistema cargas e alguns sistemas de geração, deixando sete estados às
escuras: Alagoas, Bahia, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Rio Grande do Norte e Sergipe e parte
do Piauí, afetando uma população total de 40 milhões de pessoas. O estado do Maranhão não
foi afetado, por ser atendido pelas linhas de transmissão da Eletronorte e não da Companhia
Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf).
5.1 - A�ÁLISE DO BLECAUTE DE FEVEREIRO DE 2011
É importante saber o estado do sistema elétrico antes da ocorrência, a situação pré-falta,
em que o Nordeste (sem o estado do Maranhão) estava fazendo papel de importador de
energia. O consumo no Nordeste no momento do blecaute era de 8.883 MW (o consumo do
estado do Ceará nesse período estava em torno de 1.000 MW), com uma geração hidráulica de
5.369 MW, geração térmica de 130 MW e geração eólica de 147 MW. Nota-se que existe um
déficit na geração de 3.237 MW.
Portanto, nesse momento estava ocorrendo um grande intercâmbio de energia, com o
Sudeste fornecendo 813 MW para o Nordeste, e 974 MW para o Norte; o Norte estava
fornecendo 2.424 MW para o Nordeste. Isso só é possível devido ao Sistema Interligado
Nacional (SIN), que permite através das linhas de transmissão (LT) a interligação das regiões
elétricas brasileiras, possibilitando a troca interestadual de energia (criando assim as usinas
virtuais). Se o sistema não fosse interligado existiria a necessidade de construir novas fontes
de geração, o que custaria mais tempo e mais dinheiro.
Observando o mapa do Brasil com as suas linhas de transmissão (Figura 2 do capítulo
2) observa-se a linha de transmissão de 500 kV Bom Jesus da Lapa II, que interliga o Sudeste
com o Nordeste, e duas linhas de 500 kV Ribeiro Gomes e a Presidente Dutra que fazem a
conexão do Nordeste com o Norte. Ressaltando que a linha que liga São João do Piauí a
56
Milagres estava indisponível, pois se encontrava em manutenção. Então, percebe-se que a
energia estava chegando através de três linhas de transmissão.
O blecaute foi originado na subestação de São Luíz Gonzaga, no município de Jatobá
em Pernambuco, de responsabilidade da Chesf. A Chesf tem a responsabilidade de fornecer
energia às concessionárias e essas de fazer a distribuição para os consumidores (companhias
estaduais).
Figura 26 – Mapa da interligação do �ordeste em 2011.
A figura acima mostra a origem da perturbação, marcada pelo círculo rosa, e as setas
azuis mostram onde foi a atuação da Proteção por Perda de Sincronismo (PPS).
O problema teve inicio quando a linha de transmissão, C1, que liga a Usina de Luíz
Gonzaga a Sobradinho na Bahia, desligou-se. A Figura 27 mostra o esquemático das linhas de
transmissão e seus disjuntores de linha e de retaguarda.
Às 23 horas e 08 minutos (horário local), houve a atuação acidental de falha de
disjuntor, abrindo os disjuntores de retaguarda, devido à uma falha no cartão magnético,
também chamado de cartela do relé (circuito integrado do relé). O mesmo apresentou
problema e emitiu um falso sinal, provocando o desligamento em série dos outros disjuntores.
Pela atuação da função 62BF do código definido pela American �ational Standards Institute
57
(ANSI), que significa uma proteção contra falha de disjuntor (também chamado de 50BF), fez
com que todos os disjuntores de retaguarda abrissem para isolar o problema, tirando o
Barramento 1 (B1) do sistema.
Porém, nenhuma linha foi perdida, pois a configuração do barramento adotada é de um
disjuntor e meio, ou seja, cada entrada e saída de linha dispõe de um disjuntor e meio para o
transporte de energia. Essa configuração é mais segura, pois admite falha em um disjuntor
sem prejudicar o fornecimento de energia (chamado caminho reserva “n-1”).
Figura 27 – Esquemático das linhas de transmissão da UHE de Luiz Gonzaga.
`
Na sequência, técnicos do ONS entregaram a linha de transmissão para a Chesf para que
fosse realizada uma vistoria, a fim de detectar o problema, e que fosse feita uma manutenção.
Porém, nenhum problema foi detectado e a Chesf liberou a linha para o ONS fazer um teste
de religamento. O teste foi aceito e a linha ficou energizada em vazio, sem cargas conectadas.
Nesse momento o disjuntor da linha de transmissão foi fechado com sucesso, ficando somente
os disjuntores do barramento B1 abertos.
Como o problema não era na linha e o barramento B1 foi retirado do sistema, o
operador entendeu que o problema poderia estar no barramento B1 e, portanto, resolveu
religar a linha pelo Barramento 2 (B2), que, supostamente, não apresentava nenhum defeito,
sendo a forma mais rápida de recompor o sistema. Ás 23 horas e 21 minutos, o operador
fechou o disjuntor da linha C1 de Sobradinho, que se liga ao barramento B2. Porém, houve a
58
atuação acidental de falha de disjuntor novamente, abrindo todos os disjuntores ligados ao
barramento B2. O problema se repetiu porque os dois disjuntores da linha C1 recebiam sinal
(trip) do relé que estava defeituoso. Assim, as seis grandes linhas de transmissão que
distribuem energia para todo o Nordeste ficaram fora do sistema, desligando a geração na
usina Luiz Gonzaga, gerando uma oscilação de potência no SIN, ocasionando uma
perturbação.
Tudo isso resultou em uma sequência de desligamentos. Para evitar que a perturbação se
propagasse para todo o Brasil, a primeira proteção a atuar foi a Proteção contra Perda de
Sincronismo (PPS), que faz parte do Esquema de Controle de Segurança (ECS). Esta atuou
abrindo os disjuntores de Teresina (interligação Norte/Nordeste), São João do Piauí e Bom
Jesus da Lapa (interligação Sudeste/Nordeste), que estão indicados na Figura 26, por setas
azuis, evitando a propagação de distúrbios, isolando a região Nordeste. Com isso, 3.200 MW
que estavam sendo importados das outras regiões deixaram de abastecer o Nordeste.
Com essa interrupção de energia, havia muita carga no sistema do Nordeste e pouca
geração. As cargas continuaram a ser alimentadas pelas linhas de 230 kV, fazendo com que as
máquinas diminuíssem a frequência para manter a potência. Tanto tensão quanto frequência
caíram para valores abaixo do limite permitido, fazendo atuar o Esquema Regional de Alívio
de Carga (ERAC) e subtensão, com a finalidade de preservar a integridade das linhas e
equipamentos. Com a subtensão houve, também, a rejeição natural de cargas (a carga se
desliga do sistema quando sente uma oscilação na tensão), atuando o sistema de proteção da
própria carga.
De acordo com o ONS, o máximo de carga que o ERAC pode cortar da região Nordeste
é 40% da carga total instalada. Nesse blecaute, a situação de corte de carga foi: 23% da carga
cortada pela atuação do ERAC, 24% por subtensão, 17% por ambos e 36% da carga
permaneceu (3.198 MW). Essas perdas ocorreram simultaneamente, com diferença de micro
segundos, tempo de atuação do Sistema Especiais de Proteção.
59
Figura 28 – Porcentagem da carga cortada de acordo com a causa.
O sistema elétrico do Nordeste permaneceu, somente, com 36% da carga total. Em
decorrência do elevado corte de carga, houve uma sobretensão em todo o sistema ilhado,
provocando sobretensão e sobrefrequência no sistema, gerando uma série de desligamentos de
bancos de capacitores, linhas de transmissão, compensadores síncronos e estáticos, inclusive
geradores. Houve o desligamento de quatro máquinas da Usina Hidrelétrica de Energia (UHE)
Xingó, três da UHE Paulo Afonso IV, permanecendo apenas uma unidade geradora em cada
usina. Desligou, também, geradores nas UHE Paulo Afonso I, II e III e Apolônio Sales.
Com o corte desses sistemas de geração, novamente operou a subtensão, acarretando
nova rejeição natural de carga no sistema ilhado. Até 23 horas e 29 minutos, o sistema elétrico
da região Nordeste continuou energizado com níveis de frequência e tensão baixos,
ocorrendo, nesse momento, o colapso de tensão.
Devido o problema ter atingido parcialmente Sobradinho, a transmissão e a geração
entre Sobradinho e Barreiras, na Bahia, e entre Sobradinho e São José do Piauí foram
mantidas, deixando o Sudoeste da Bahia e o Estado do Piauí fora do blecaute, sem interrupção
de carga.
Muito se discute se a decisão do operador foi correta ou não em religar a linha de
transmissão de Sobradinho. Sob a ótica da operação técnica, as manobras que foram
realizadas estavam corretas, mas, infelizmente, não deram resultados positivos. Alguns
culpam a Chesf por não estar em dia com a manutenção de seus equipamentos, já que o
problema começou em um de seus equipamentos. Porém, técnicos da Chesf afirmam que a
manutenção preventiva estava dia, sendo que a última manutenção foi realizada em outubro
de 2010. E reforçaram a tese de que não houve sobrecarga no sistema [34].
60
5.2 – RESTABELECIME�TO DO FOR�ECIME�TO DA E�ERGIA
O restabelecimento do sistema se deu aos poucos. O primeiro Estado a voltar energia foi
o Ceará, por volta de meia-noite e 10 minutos (00h10min), por estar mais próximo ao Piauí,
onde o fornecimento estava normalizado. À 01 hora e 05 minutos, foi a vez da Bahia retomar
o fornecimento de energia, já que parte do Estado não foi afetado. Ás 03 horas e 10 minutos,
quase quatro horas depois do apagão, Natal foi a última capital a ter o fornecimento
restabelecido, por ser a mais distante das áreas não atingidas.
A recomposição começou cinco minutos após o corte total da carga do sistema isolado,
descrita em ordem cronológica dos acontecimentos.
À meia-noite e 34 minutos (00h34min), foi normalizada a linha de transmissão C2 de
Sobradinho/Luiz Gonzaga de 500 kV, energizando o barramento B1 de Luiz Gonzaga. O
barramento B2 foi energizado em seguida. Logo após, foram energizadas as linhas de
transmissão Luiz Gonzaga/Paulo Afonso IV, Teresina/Sobral e Sobral/Fortaleza, permitindo o
início da recomposição da região da cidade de Fortaleza. Uma unidade geradora da UHE Luiz
Gonzaga reiniciou sua geração na usina.
As linhas de transmissão Xingó/Paulo Afonso IV e Rio das Éguas/Bom Jesus da Lapa II
foram religadas. Pouco depois, foram normalizadas as linhas de transmissão Luiz
Gonzaga/Olindina/Camaçari permitindo o início da recomposição das cargas de Salvador. Na
usina Paulo Afonso IV foi sincronizada uma máquina iniciando a geração na UHE.
O restabelecido do tronco de 500 kV Luiz Gonzaga/Angelim II/Recife II, e do tronco de
230 kV Recife II/Goaninha/Mussuré, permitiram a energização das cargas da região de Recife
e de João Pessoa, respectivamente. Reconectou-se ao sistema, com sua geração, o complexo
de usinas Paulo Afonso.
Por causa de uma sobrecorrente, houve um desligamento na linha de transmissão
Sobradinho/Luiz Gonzaga (linha C2), seguido do desligamento automático de algumas
unidades geradoras da UHE Xingó e Luiz Gonzaga, ficando fora, também, a linha de
transmissão Luiz Gonzaga/ Olindina e a linha de transmissão Olindina/Camaçari II, sem causa
aparente. Porém, não houve interrupção de cargas, apenas uma dificuldade de sincronização
do sistema em Sobradinho.
Só às 02 horas e 11 minutos, foi normalizada a linha de transmissão Sobradinho/Luiz
Gonzaga, permitindo a continuidade da recomposição das instalações. Na sequência, foi
normalizada a linha de 500 kV Xingó/Messias e a linha de 230 kV Messias/Maceió,
contribuindo para o início da recomposição da região da cidade de Maceió. Energizada a linha
61
de transmissão de 500 kV Xingó/Jardim, permitiu-se a recomposição da região de Aracaju.
Foi concluído o processo de energização do eixo 230 kV Angelim/Tacaimbó/Campina
Grande/Paraíso/ Natal II, restabelecendo a energia da região de Natal. Somente às 03 horas e
39 minutos foi liberado a tomada do restante das cargas em todas as subestações. Às 08 horas,
o problema na subestação de Luiz Gonzaga foi totalmente resolvido, com a troca da cartela
defeituosa do relé e o sistema de proteção restaurado.
A Figura 29 mostra a extensão do blecaute, com o horário de restabelecimento das
cargas. O horário usado na figura é o horário de Brasília, na descrição do texto foi usado
horário local (diferença de uma hora a menos).
Figura 29 – Restabelecimento do Sistema Elétrico após blecaute.
5.2.1 - RECOMPOSIÇÃO �A COELCE
A recomposição na Coelce se deu de forma rápida, sendo o primeiro Estado atingido a
restabelecer a energia. Isso foi possível devido a Instrução de Operação de Emergência
62
Máxima, pela eficiência dos operadores do sistema e da equipe técnica e pela proximidade do
Estado do Ceará ao Estado do Piauí, que não foi atingido 100% pelo blecaute. A tabela abaixo
mostra de forma cronológica como se deu o restabelecimento das cargas da Coelce.
Tabela 20 – Recomposição das cargas no Estado do Ceará.
Regional Recomposição (hora e minuto)
Delmiro Gouveia 00:13 Fortaleza 00:33 Cauípe 00:34 Pici 00:49
Banabuiú 00:51 Sobral 00:53 Russas 01:00 Icó 01:08
Milagres 01:12 Tauá 01:33
À 01 hora e 33 minutos, todas as cargas da Coelce estavam restabelecidas,
comprovando a eficiência e a importância dos trabalhos citados nessa monografia.
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CO�CLUSÃO
A qualidade no fornecimento de energia é, hoje, um dos grandes desafios das
distribuidoras de energia elétrica. Cumprir as metas estabelecidas pelo órgão regulador
nacional, Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), distribuir energia com o mínino de
interrupções possível, restabelecer de forma rápida e segura o fornecimento para satisfazer o
cliente são alguns dos grandes desafios das concessionárias.
Ficou evidenciado, neste trabalho, que as medidas adotadas pela Companhia Energética
do Ceará (Coelce) visando à busca pela melhoria no atendimento a seus consumidores estão
trazendo resultados positivos.
O Sistema Elétrico de Potência deve estar sempre preparado para qualquer evento que
possa interromper o fornecimento de energia. Tanto os estudos realizados na parte de pré-
operação (elaboração de documentos, procedimentos e diretrizes que devem ser adotadas
pelos operadores do sistema em tempo-real) como o trabalho desenvolvido na pós-operação
(análise das oscilações sentidas no sistema, relatórios elaborados objetivando encontrar falhas
e propor melhorias) são medidas que fazem da Coelce uma das melhores empresas de
distribuição de energia elétrica do País. Percebeu-se a grande complexidade do processo de
recomposição, analisando-se a estrutura para que a operação em tempo-real seja satisfatória.
O resultado positivo desse planejamento é constatado pelas premiações realizadas pela
Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee): a Coelce foi
considerada, nos anos de 2006, 2007 e 2008, a melhor distribuidora de energia elétrica do
Nordeste, e em 2009 e 2010 obteve a melhor nota na avaliação pelo cliente e foi eleita a
melhor distribuidora de energia elétrica do Brasil [3].
Outra importante constatação pode ser observada pelo restabelecimento da energia após
o blecaute sofrido pelo Nordeste brasileiro, em fevereiro de 2011, sendo a Coelce a primeira
distribuidora a normalizar suas cargas, comprovando que todo o acompanhamento no
processo de proteção/restauração do abastecimento está fazendo diferença, trazendo melhorias
para o Estado do Ceará.
Esse é um trabalho contínuo, pois a cada dia as metas são mais desafiadoras, os limites
impostos pela ANEEL são menores, os clientes mais exigentes, tudo colaborando para a
necessidade de desenvolvimento constante por parte das concessionárias, tornando esse um
trabalho bastante enriquecedor e desafiador, o que força a busca por alternativas e tecnologias
que possam minimizar os problemas verificados na distribuição de energia elétrica por todo o
Brasil.
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Muitos são os benefícios notados pela realização das ações supracitadas, porém pode ser
feito mais. Uma possibilidade de desenvolvimento futuro é considerar todas as ocorrências,
incluindo as não significativas, tornando o Relatório de Ocorrências Reiteradas mais rico e
completo, contribuindo para o desenvolvimento da empresa.
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REFERÊ�CIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Albuquerque, A. R., Fluxo de Caixa em Risco: Uma Nova Abordagem para o Setor de
Distribição de Energia Elétrica. Rio de Janeiro, Setembro de 2008. Dissertação de
Mestrado, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.
[2] Marreco, J. M., Planejamento de Longo Prazo da Expansão da Oferta de Energia
Elétrica no Brasil sob uma Perspectiva da Teoria das Opções Reais. Rio de Janeiro,
Maio de 2007. Dissertação de Doutorado, Universidade Federal do Rio de Janeiro.
[3] Disponível na URL: http://www.abradee.com.br/bd_vencedoras.asp, acessada dia
16/05/2011.
[4] Disponível na URL: http://www.ons.org.br/sala_imprensa/faq.aspx, acessada dia
23/03/2011.
[5] Disponível na URL: http://www.ons.org.br/conheca_sistema/mapas_sin.aspx, acessada
dia 23/03/2011.
[6] Disponível na URL: http://www.mme.gov.br/mme/menu/institucional/ministerio.html,
acessada dia 06/05/2011.
[7] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Resolução Normativa 417.
[8] Atlas de Energia Elétrica do Brasil. Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL,
Editora Brasília, 2008, Brasília.
[9] Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional –
PRODIST. Introdução, Módulo 1. Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
[10] Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional –
PRODIST. Acesso ao Sistema de Distribuição, Módulo 3. Agência Nacional de Energia
Elétrica – ANEEL.
66
[11] Disponível na URL: http://www.presidencia.gov.br/noticias/ultimas_noticias/2011/03/
rede-basica-de-energia-cresce-2-5-mil-km-em-2010-e-atinge-95-8-mil-km, acessada dia
24/03/2011.
[12] Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional –
PRODIST. Qualidade de Energia Elétrica, Módulo 8. Agência Nacional de Energia
Elétrica – ANEEL.
[13] Disponível na URL: http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=48&idPerfil=2, acessada
dia 23/04/2011.
[14] Disponível na URL: https://www.coelce.com.br/sobrecoelce/conheca.aspx, acessada dia
25/03/2011.
[15] Disponível na URL: http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=43&idPerfil=2, acessada
dia 13/04/2011.
[16] Normas Técnicas de Distribuição – NTD 1.02: Critérios para Projeto de Redes de
Distribuição. Companhia Energética de Brasília – CEB.
[17] Leão, R. P. S., Distribuição de Energia Elétrica. Apostila.
[18] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Resolução 520.
[19] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Resolução Normativa 414.
[20] Procedimento Operacional – POP-025/2011 R-07: Operação por Área de
Responsabilidade. Companhia Energética do Ceará – COELCE.
[21] Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional –
PRODIST. Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição, Módulo 4. Agência
Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
[22] Diretrizes e Critérios de Projeto – DCT-005/2009 R-00: Regulamento Marco para a
Operação do Sistema Elétrico da Coelce. Companhia Energética do Ceará – COELCE.
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[23] Procedimento Operacional – POP-017/2011 R-10: Autoridades e Responsabilidades do
Operador de Sistema. Companhia Energética do Ceará – COELCE.
[24] Especificação Técnica – E-PCM-008: Sistema Digital para Automatização de
Subestações. Endesa.
[25] Instrução de Operação – IO-RR-AL.CSL-CO/2011 R-14: Recomposição de
Alimentador SED CSL. Companhia Energética do Ceará – COELCE.
[26] Procedimentos de Rede. Análise da Operação, Submódulo 22.5. Operador Nacional do
Sistema – ONS.
[27] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Resolução 024.
[28] Disponível na URL: http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Indicadores_de_Qualidade/
visualizarDados.asp?Empresa=Cear%E1&Periodo=1:Trimestral&Ano=2011, acessada
dia 10/05/2011.
[29] Disponível na URL: http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/DIC%20FIC%20DMIC.
pdf, acessada dia 10/05/2011.
[30] Disponível na URL: http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=680&idPerfil=2,
acessada dia 10/05/2011.
[31] Disponível na URL: http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/srd/indqual/default.cfm,
acessada dia 11/05/2011.
[32] Disponível na URL: http://www.abradee.com.br, acessada dia 11/05/2011.
[33] Disponível na URL: http://www.ons.org.br/operacao/sistemas_especiais_protecao.aspx,
acessado dia 11/05/2011.
[34] Procedimentos de Rede. Sistemas Especiais de Proteção, Submódulo 11.4. Operador
Nacional do Sistema – ONS.
[35] Acompanhamento do Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC Leituras de
15/04/2009, 19/08/2009 e 16/12/2009. Operador Nacional do Sistema – ONS.
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[36] Disponível na UR: http://www.chesf.gov.br/portal/page/portal/chesf_portal/paginas/
comunicacao/comunicacao_ultimas_noticias/conteiner_noticias?p_id_noticia=214803,
acessado dia 02/04/2011.
[37] Disponível na URL: http://www.zeus.iag.usp.br/coelce, acessado dia 11/05/2011.
AP�DICE A SISTEMA DE MO�ITORAME�TO DE DESCARGAS
ATMOSFÉRICAS
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Como foi observado ao longo deste trabalho, as causas de maior contribuição para o
DEC e FEC na Coelce são os Defeitos Temporários Não Identificados (DTNI) e as Descargas
Atmosféricas.
Infelizmente, em ocorrências ocasionadas por DTNI não há como se prever ou resolver,
pois não se sabe o que as causou, a única maneira de evitar DTNI é fazer manutenção e
inspeção continuamente.
Já as descargas atmosféricas estão sendo monitoradas e percebidas pela Coelce através
do projeto de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) de Sistema de Monitoramento de
Descargas Atmosféricas. A Coelce, em conjunto com a Universidade Estadual do Ceará
(UECE), a Universidade de São Paulo (USP) e a Universidade de Nevada em Las Vegas
(UNLV), implantou, em 2006, uma rede experimental de detecção de descargas atmosféricas
a longa distância, denominada Sferics Timing And Ranging �ETwork (STARNET), com o
objetivo de auxiliar as áreas de engenharia, operação e manutenção, permitindo a
identificação do local onde o raio incidiu e também prevendo tempestades.
Os operadores recebem por e-mail informações com a localização (em coordenadas
geográficas) das descargas atmosféricas e usando o aplicativo Google Earth é fácil observar
se o raio atingiu algum equipamento do sistema (pois toda a rede da Coelce é
georeferenciada), ou se caiu próximo a alguma instalação, danificando-a.
A grande vantagem desse sistema é que o operador direciona as equipes de campo para
o local específico, reduzindo consideravelmente o tempo de restabelecimento da energia e,
consequentemente, o DEC.
Figura 30 – Tela do projeto de Pesquisa e Desenvolvimento [37].
