O Papel da Automação Distribuída na Evolução das Smart Grids

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto O Papel da Automação Distribuída na Evolução das Smart Grids Aníbal Miguel Pinheiro Martins VERSÃO FINAL Dissertação realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Major Automação Orientadora: Professora Maria Teresa Costa Pereira da Silva Ponce de Leão Orientador na Empresa: Eng.º Afonso Gil de Queirós Monteiro Teixeira Julho 2016 ii © Aníbal Miguel Pinheiro Martins, 2016 iii Resumo Esta tese tem como finalidade realçar o papel da automação distribuída nas redes energéticas inteligentes, conhecidas pelo nome de Smart Grids, como também visar o estado atual destas tecnologias no nosso operador de rede de distribuição, EDP Distribuição, âmbito da dissertação. Para se melhor entender o que realmente são as Smart Grids, inicialmente se fará uma introdução a estas, demonstrando as suas caraterísticas e o que estas têm de tão diferente perante as redes energéticas tradicionais. Após este enquadramento, é então referenciado o papel da automação distribuída. A automação distribuída permitiu desenvolver aplicações para as Smart Grids que vão ao encontro das necessidades dos consumidores. A principal aplicação desenvolvida é o Self-Healing, que permite à rede energética restabelecer o serviço, de forma autónoma, após a ocorrência de um defeito que provoque a interrupção da operação do sistema. O Self-Healing permite uma maior confiabilidade e segurança nas redes energéticas ao mitigar, de forma rápida, os defeitos que surjam e reduzindo os tempos de interrupção, prestando aos consumidores um melhor serviço. A norma IEC 61850 permite a modelização de aplicações de controlo, proteção e monitorização das subestações elétricas. Estas subestações têm elevada importância porque são pontos no sistema energético que permitem a monitorização e controlo do sistema. A norma permite assim que as aplicações desenvolvidas através da automação distribuída sejam aplicáveis e executadas de maneira otimizada. Após o enquadramento teórico, são apresentados vários projetos de modo a entender-se a maturidade destas tecnologias, como também a maturidade destas na EDP Distribuição. A comparação dos projetos a nível Europeu/Mundial com os projetos em que a EDP Distribuição esteve envolvida, permite ter uma visão acerca de como a nossa rede de distribuição se enquadra perante o ponto de vista académico/panorama global perante as Smart Grids. iv v Abstract This thesis aims to highlight the role of distribution automation in intelligent energy networks, known as Smart Grids, as well as evaluate the actual state of these technologies in our distribution grid system operator, EDP Distribuição, dissertation’s ambit. For better understanding in what really are the Smart Grids, initially there will be an introduction to these, demonstrating its characteristics and the main differences when compared to traditional grids. After this framework the role of distribution automation will be referenced. The distribution automation allowed the development of applications for Smart Grids which meet the consumer’s necessities. Its principal developed application is the Self-Healing which allows the electrical network to restore the service, in an autonomous way, after the occurrence of a fault which provokes an interruption of the operation of the system. The Self-Healing allows a bigger reliability and security on electrical networks by mitigating, in a fast way, the faults which appear and reduce the outages time, providing consumers with a better service. The IEC 61850 standard allows the modulation of applications with features of monitoring, protection and control for electrical substations. These substations are very important because they allow the monitoring and control of the electrical system. The standard allows the execution, in an optimized way, of these applications. After the theoretical framework, several projects are presented in order to understand the maturity of these technologies, as well as the maturity of these in EDP Distribuição. The comparison of the European/Global projects with the projects which EDP Distribuição was involved, allowing us to have a vision about our distribution grid fits toward in an academic view/global scenery towards the Smart Grids. vi vii Agradecimentos Antes de mais, quero agradecer todo o meu sucesso à minha família, nomeadamente aos meus pais e à minha irmã. Sem eles eu não conseguiria atingir os meus objetivos nem me tornar em quem eu sou hoje. O meu obrigado a eles por todo o seu apoio, esforço, amor, carinho, dedicação e educação que me permitiram alcançar todos os meus objetivos. De seguida quero agradecer ao Engenheiro Afonso Teixeira por todo o apoio, disponibilidade, motivação e orientação que me deu ao longo do trabalho para que este se tornasse cada vez melhor. O meu obrigado também à Professora Teresa Ponce de Leão por ter sido a minha orientadora da minha dissertação. Quero agradecer ao Engenheiro Carlos Peças Lopes pela oportunidade que me deu de desenvolver este trabalho, que me permitiu ter uma experiência gratificante. Agradeço também a toda malta da EDP Distribuição da DAT (Direção Automação e Telecontrolo), por todos os bons momentos que cá passei e pela boa disposição e simpatia que sempre me transmitiram. Foi um prazer trabalhar com vocês. Quero agradecer à Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto por toda a formação que me deu e pelos momentos que me proporcionou que ficarão para sempre guardados na minha memória. O meu obrigado à minha namorada por todo o seu carinho, paciência, dedicação, apoio, afeto e por todos os maravilhosos, e por vezes hilariantes, momentos. Por fim, mas não menos importante, agradeço a todos os meus amigos, sejam da “terrinha” ou da faculdade, por todo apoio, companheirismo, amizade, por todos os grandes momentos e noites de verdadeira comédia que me sempre proporcionaram ao longo de todos estes anos. Sem citar nomes, pois a lista seria enorme e eles e elas sabem quem são, o meu enorme obrigado. A todos, o meu bem hajam! Aníbal Martins viii ix Índice Resumo ........................................................................................... iii Abstract ............................................................................................ v Agradecimentos ................................................................................ vii Índice .............................................................................................. ix Lista de figuras .................................................................................. xi Lista de tabelas ............................................................................... xiii Abreviaturas e Símbolos ..................................................................... xiv Capítulo 1 ........................................................................................ 1 Introdução .................................................................................................. 1 1.1 - Contextualização ............................................................................... 1 1.2 – Estrutura do Documento ....................................................................... 2 1.3 – Objetivos ......................................................................................... 3 Capítulo 2 ........................................................................................ 5 Introdução às Smart Grids............................................................................... 5 2.1 – O que são as Smart Grids? ..................................................................... 5 2.2 - O paralelo entre a rede tradicional e as Smart Grids .................................... 7 2.3 - Atividades de pesquisa e investigação .................................................... 10 2.4 – Principais Equipamentos ..................................................................... 11 2.5 – Os desafios inerentes às Smart Grids ..................................................... 14 Capítulo 3 ....................................................................................... 17 O papel da Automação Distribuída na Evolução das Smart Grids .............................. 17 3.1 – Introdução ao Self-Healing .................................................................. 17 3.2 – Princípios de localização e isolamento de falhas na rede ............................. 18 3.3 – Esquemas de controlo ........................................................................ 20 3.4 – Níveis de Self-Healing ........................................................................ 23 3.5 – Controlo da rede Self-Healing .............................................................. 24 3.6 – Multi Agent Systems ......................................................................... 26 3.7 – Formulação Matemática do Problema ..................................................... 28 3.8 – Aplicações da Automação Distribuída ..................................................... 30 Capítulo 4 ....................................................................................... 33 IEC 61850 ................................................................................................. 33 4.1 – Introdução à norma IEC 61850 .............................................................. 33 4.2 – Comunicações no IEC 61850 ................................................................. 36 4.3 – Data Modeling ................................................................................. 40 4.4 – A segurança no IEC 61850 ................................................................... 42 4.5 – Problemas a ultrapassar no IEC 61850 .................................................... 43 Capítulo 5 ....................................................................................... 45 Capítulo 1 Introdução Este capítulo serve de introdução à dissertação. É divido em três secções: contextualização, onde contextualizará o leitor acerca do tema; estrutura, onde é referenciado como o documento se vai desenvolver; objetivos, um resumo dos objetivos a que a dissertação pretende responder. 1.1 - Contextualização Os avanços da tecnologia permitiram e permitem realizar novas tarefas ou as mesmas, com menos esforço. Também os consumidores são cada vez mais exigentes e estes esperam que a tecnologia seja capaz de corresponder às suas necessidades. Tal facto deve-se à constante evolução tecnológica. Diversas áreas, seja nas comunicações, computação, entre muitas outras, sofreram evoluções de modo a que sejam cada vez mais completas e funcionais. As redes energéticas não são exceção e, dia após dia, tornam-se em sistemas cada vez mais robustos, eficientes e inteligentes. A estas redes dá-se o nome de Smart Grids. Para além destas redes serem mais eficientes, seguras, inteligentes e ecológicas que as tradicionais, é necessário também que consigam dispor de um conjunto de serviços, que permita fornecer um melhor serviço aos consumidores. Este conjunto de serviços passa por permitir a massificação de veículos elétricos, integrar fontes de energias renováveis, permitir aos consumidores vender energia gerada pelas suas fontes distribuídas, permitir à rede voltar ao funcionamento após a ocorrência de um defeito, entre outras. De todos os serviços disponíveis, o mais importante será a rede voltar ao funcionamento após a ocorrência de um defeito. A este serviço dá-se o nome de Self-Healing e é aqui que entra a automação distribuída. O Self-Healing permite uma maior confiabilidade e segurança nas redes energéticas ao mitigar de forma rápida os defeitos que ocorrem e reduz os tempos de interrupção, fornecendo aos consumidores melhor qualidade de serviço. Com a presente dissertação, pretende-se demonstrar como a automação distribuída permite corresponder às necessidades que surgem. 2 Introdução 2 E como se comporta a EDP Distribuição no que se refere às Smart Grids? Esta é outra pergunta a qual a dissertação pretende responder. A EDP Distribuição é o principal operador de rede de distribuição no sistema elétrico português, como também foi o local onde a presente tese foi realizada. Para isso se fará um paralelo entre as soluções/projetos implementados entre a EDP Distribuição e os outros operadores de distribuição. 1.2 – Estrutura do Documento No capítulo presente, 1, faz-se o enquadramento do trabalho, como também a descrição da sua estrutura e seus objetivos. No capítulo 2 pretende-se que o leitor entenda melhor o que são as Smart Grids. Para isso é explicado em que consistem, as suas diferenças perante a rede tradicional, algumas das suas atividades de investigação, os seus principais equipamentos e os desafios inerentes. No capítulo 3 é então referido o papel da automação distribuída. Uma vez que a sua aplicação principal é o Self-Healing, como foi dito anteriormente, o capítulo dará grande destaque ao processo, referindo em que consiste e como funciona. Também serão referidas outras aplicações da automação distribuída. O capítulo 4 é dedicado à norma IEC 61850. As aplicações da automação distribuída necessitam de um protocolo de comunicações que garanta segurança e baixos tempos de resposta. O protocolo IEC 61850 foi criado com o intuito de simplificar e uniformizar a automação das subestações. Uma vez que se assume como standard global, potencializa a automatização no nível “inferior”, ou seja, automação distribuída. Neste capítulo descreverse-á a norma, as suas caraterísticas, como funciona e os seus problemas. O capítulo 5 segue uma abordagem diferente. Neste capítulo pretende-se demonstrar os projetos/soluções Smart Grid que são aplicadas fora de Portugal, ou por outras palavras, projetos em que a EDP Distribuição não fez parte do consórcio. Para além dos projetos, é referenciado o estado destas redes na China e na India, servindo de paralelismo à nossa situação atual. Estes países têm grande destaque, pois a China é o maior investidor no que toca às redes inteligentes e a India é dos países com piores infraestruturas energéticas. Sendo a China o topo e a India o fundo, como se posiciona Portugal perante estes dois países? O capítulo 6 segue a mesma abordagem do capítulo 5, mas à diferença que é dedicado inteiramente a projetos/soluções que a EDP Distribuição realizou. Por fim, o capítulo 7 serve de conclusão à dissertação, referindo as principais conclusões e possíveis trabalhos futuros. 1.3 – Objetivos 3 1.3 – Objetivos Com a presente dissertação espera-se que:  Se compreenda em que consistem as Smart Grids e suas principais características e equipamentos, como também os desafios associados;  Em que consiste o Self-Healing e como a automação distribuída se aplica no processo;  Conhecer algumas das principais aplicações da automação distribuída, para além do Self-Healing;  Compreender o papel da norma IEC 61850 e como esta permite que as aplicações da automação distribuída sejam realizadas;  Ter conhecimento do estado das Smart Grids na atualidade e qual o nível de participação e envolvimento do operador de rede de distribuição (EDP Distribuição) nesta área de inovação. 4 Introdução 4 Capítulo 2 Introdução às Smart Grids Este capítulo consiste em descrever as Smart Grids. Esta descrição começa em enumerar as suas caraterísticas, principais facetas e os seus requisitos. Posteriormente, é realizado um paralelismo entre as Smart Grids e as tradicionais redes energéticas. De seguida mostrar-se-á algumas das atividades de pesquisa e investigação na área. Referir-se-á também os principais equipamentos a serem usados nestas redes e suas funções de uma forma genérica. Por fim, enumerar-se-á alguns dos desafios chave que este tipo de redes energéticas modernas terá que enfrentar. 2.1 – O que são as Smart Grids? A tecnologia não para. Evolui dia após dia. O que se dizia ser irreal no passado, hoje é uma realidade. Atualmente, os processos industriais são caraterizados por uma elevada sensorização, recolha de informações e respetivo processamento. Desta mesma forma, as redes energéticas evoluíram também, tornando-se assim nas conhecidas Smart Grids. Uma Smart Grid pode ser definida, segundo [1] como um sistema de energia que tira o máximo partido do uso da computação e tecnologias de comunicação para conseguir atingir dois objetivos: informar o consumidor acerca dos seus consumos energéticos e comportamento da rede e fazer com que os sistemas de energia operem mais eficazmente e eficientemente, de modo a alcançar maior fiabilidade, qualidade, menores perdas e melhor utilização dos pontos de distribuição. As Smart Grids são compostas por diversas áreas, que são as seguintes [1]:  Smart Metering: tem como função realizar medições avançadas, tais como consumo de energia do consumidor, funções de resposta a suporte e controlos mais eficientes de aplicações elétricas (“Home Automation”); 6 Introdução às Smart Grids 6  Smart Distribution Feeders: novos sensores que melhoram a visibilidade das condições na distribuição de Feeders 1 ;  Smart Substations: uso de dispositivos eletrónicos inteligentes para monitorização e controlo dos equipamentos;  Smart Transmission: uso de PMUs (Phasor Measurement Unit) para maior eficiência e controlo de rede de energia;  Smart Central Generation: uso de novas ferramentas em instalações de geração de energia (tais como centrais térmicas, barragens, etc.), que permitem aumentar a eficiência e redução dos custos dos processos de geração. Figura 2.1 - As principais áreas das Smart Grids segundo [1] Já em termos de caraterísticas, estas devem ser as seguintes [1]:  Detetar problemas incipientes e minimizar os seus impactos (Self-Healing, será explicado em que consiste no capítulo seguinte);  Permitir a participação ativa por parte dos consumidores;  Operar de forma resiliente contra ataques físicos;  Fornecer energia com qualidade;  Acomodar todas as opções de geração e armazenamento de energia;  Permitir a ascensão de novos produtos, serviços e mercados;  Operar de forma eficiente. Para existirem progressos nestas redes, segundo [2] é necessário que estas:  Incorporem novas fontes de energia;  Possuem capacidade de manter uma margem saudável entre a capacidade e a carga na rede. 1 Feeders consistem em linhas de alimentação que transferem energia desde as subestações até aos transformadores presentes nos postos de seccionamento e transformação 2.2 - O paralelo entre a rede tradicional e as Smart Grids 7 2.2 - O paralelo entre a rede tradicional e as Smart Grids As Smart Grids são a evolução no que diz respeito às redes energéticas. No entanto, ainda nem todas as redes energéticas evoluíram para Smart Grids. Ou seja, nem em todas as redes foram instaladas a sensorização e os dispositivos necessários para que estas se tornem “inteligentes”. Tal facto deve-se ao custo de instalação dos equipamentos. A componente monetária é um fator com muito peso, pois os investimentos nesta área são demasiado caros e dependentes de várias entidades, tais como o Estado, empresas de energia, etc. Sendo assim, os progressos terão de ser feitos de um modo progressivo. Um projeto de investimento constitui uma alternativa técnico-económica no âmbito da atividade da empresa, mas no caso dos operadores da rede de distribuição (rede nacional de distribuição em alta e média tensão), a renumeração do investimento é definido por ação regulatória. Os benefícios dos projetos de investimento são avaliados sob o ponto de vista do sistema elétrico nacional e da sociedade. Existem quatro vetores nos quais os investimentos têm de ter em conta [3]:  Segurança de abastecimento;  Qualidade do serviço técnico;  Eficiência da rede;  Eficiência operacional. Os planos de investimento são revistos de dois em dois anos, garantindo assim que os planos são adequados ao ciclo económico em que são executados. De realçar que a procura de eletricidade em Portugal Continental é essencialmente determinada pelo nível de atividade económica [3]. Também os fatores ambientais são preponderantes na definição dos projetos de investimento, procurando-se minimizar os impactos que venham a ocorrer da sua implementação e em conformidade com a legislação aplicável [3]. Os investimentos em redes de distribuição podem ser [3]:  Obrigatórios – englobam obras de investimento inerentes à ligação de novos clientes e produtores;  Iniciativa da Empresa – engloba as obras de investimento inerentes à manutenção e melhoria das condições de funcionamento da rede. O plano de desenvolvimento e investimento da rede de distribuição é elaborado pelo operador da rede nacional de distribuição, o qual submete à consideração da Direção Geral da Energia e Geologia (DGEG), para apreciação tendo em conta as necessidades de investimento energético e o cumprimento das metas de política energética. À DGEG compete comunicar a proposta do plano de desenvolvimento e investimento da rede de distribuição ao operador da rede nacional de transporte e à Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), à qual compete promover a respetiva consulta pública após o que emite parecer. Com base nos pareceres emitidos pela ERSE e pelo operador da rede de transporte, o operador da rede de distribuição elabora a proposta final do plano e envia-o à DGEG, competindo ao membro do Governo responsável pela área da energia decidir sobre a aprovação do plano [3]. 8 Introdução às Smart Grids 8 Em suma, a realização de planos previamente estabelecidos tem conduzido a níveis de desempenho de qualidade de serviço técnico que permitem alcançar os níveis dos melhores países europeus. O estabelecimento de novas subestações AT/MT permitiu melhorar a eficiência da rede e melhorar os níveis de qualidade de serviço aos clientes, como também permitiu reduzir as assimetrias de qualidade de serviço técnica. Os bons resultados devem-se à automação distribuída na rede, onde o telecomando da rede MT é determinante na melhoria da qualidade de serviço, permitindo assim [3]:  Isolamento mais rápido dos troços da rede em avaria;  Diminuição do tempo de serviço interrompido;  Redução do número de clientes afetados pela interrupção do sistema. É importante destacar que a Smart Grid assenta sobre a rede elétrica existente. Na rede elétrica, a cadeia de valor do setor é constituída por produção, transporte (linhas de muito alta tensão e, de momento, já são “inteligentes”), distribuição (linhas de alta, média e baixa tensão e é na distribuição que se tem aplicado e expandido as Smart Grids) e por fim a comercialização (que é muito mais eficiente com as Smart Grids). Figura 2.2 - Cadeia de valor do setor elétrico [13] Figura 2.3 - Representação da rede de distribuição [13] 2.2 - O paralelo entre a rede tradicional e as Smart Grids 9 As Smart Grids são um outro nível de infraestrutura e equipamentos que se sobrepõem, que têm como função apoiar e recolher dados sobre a base. Elas permitem otimizar a rede existente, de modo a evitar investimentos excessivos (como referido nos parágrafos anteriores) face aos desafios que se colocam de volatilidade e reversibilidade das cargas (consumo ou injeção). Um bom exemplo, para esclarecer o que foi demonstrado anteriormente, é o caso dos veículos elétricos. Numa rede normal, vários consumidores ligam os seus veículos elétricos à rede para carregarem as baterias dos mesmos. Na abordagem clássica, preparar-se-ia a infraestrutura de distribuição, ou seja, substituição de linhas de MT, transformadores e rede BT, para que seja possível acomodar o novo nível de carga. Se desenhássemos um diagrama de cargas, no período horário entre 17h-20h, período de ponta histórico, a potência disponível na generalidade das instalações poderia não ser suficiente para acomodar a carga. Numa abordagem Smart Grid, a rede recolheria dados específicos acerca dos consumos desses veículos, geriria as suas horas de ligação, eventualmente realizaria manobras automáticas ao nível da rede MT e evitaria o investimento sobre a infraestrutura principal, ou pelo menos, redução ao estritamente necessário. Como a Smart Grid é uma infraestrutura de suporte, ou seja, acrescenta “inteligência” à rede existente, é importante realçar as vantagens inerentes à evolução da rede elétrica. A tabela seguinte mostra as variadas caraterísticas da rede existente e da sua evolução, as Smart Grids. Tabela 2-1 - As diferenças entre a rede tradicional e as Smart Grids [4] Rede Tradicional Smart Grid Automação e inteligência limitadas aos níveis de tensão superiores Automação e inteligência presentes em todos os níveis de tensão Comunicações One-way Comunicações Two-way Geração Centralizada Geração Distribuída Falhas e Blackouts Adaptável e Islanding2 Poucos sensores Sensores em toda a rede Blind Self-Healing Restabelecimento Manual Auto Monitorização Testes e verificações manuais Testes e verificações remotas 2 Islanding consiste em monitorização e controlo de porções de rede isoladas temporariamente do sistema 16 Introdução às Smart Grids 16 Capítulo 3 O papel da Automação Distribuída na Evolução das Smart Grids Depois da introdução feita no capítulo anterior, neste pretende-se demonstrar o contributo da automação distribuída no progresso das Smart Grids. Inicialmente haverá uma introdução ao Self-Healing, visto ser o processo principal da automação distribuída. Após a introdução, as secções seguintes serão uma descrição do processo, começando pelos princípios de localização de falhas na rede, passando aos esquemas de controlo e depois pelos níveis de SH. Posteriormente descrever-se-á como é realizado o controlo na rede de Self-Healing. Devido à sua importância e relevo nestas redes, a secção seguinte consistirá na caracterização dos Multi Agent Systems (MAS). Uma vez que estes processos são automatizados, estes são baseados em modelos matemáticos, para que possam ser programados no sistema. A seguinte secção mostrará o modelo matemático do problema, como também os problemas práticos associados. Por fim, a última secção realçará algumas das aplicações da automação distribuída. 3.1 – Introdução ao Self-Healing As Smart Grids são geralmente compostas por [12]:  AMI (Advanced Metering Infrastructure);  ADO (Advanced Distribution Operation);  ATO (Advanced Transmission Operation);  AAM (Advanced Asset Management). O maior foco será nas ADO, visto ser a parte central do tema da dissertação. A componente ADO refere-se à monitorização, controlo e funções de comunicação, sendo os aspetos mais importantes nas áreas de proteção e manobra. A habilidade de rapidamente e flexivelmente reconfigurar uma rede interligada de feeders é uma das caraterísticas chave das Smart Grids. A este processo dá-se o nome de Self-Healing e trata-se de umas das caraterísticas mais 18 O papel da Automação Distribuída na Evolução das Smart Grids 18 importantes das SG, como se fosse o seu sistema imunitário. A função mais crucial de uma rede Self-Healing é impedir eventos em cascata evoluírem em altos apagões e é constituído por duas etapas principais, sendo estas [12]:  Self-Prevention: o sistema está em normal funcionamento e, em tempo real, são efetuadas avaliações e otimizações continuamente;  Self-Recovery: se o sistema for sujeito a defeitos ou perturbações, os mesmos são detetados, isolados e posteriormente é restabelecida a energia à rede. Um dos seus principais objetivos é o alargamento à rede MT e à reconfiguração das redes como forma de atuação em caso de defeito [13]. No entanto, para o sistema funcionar, há condições a respeitar, tais como [13]:  Uso de alta gama de equipamentos inteligentes;  Topologias de redes flexíveis mas também seguras;  Comunicações confiáveis;  Sistema de processamento automatizado em tempo real. 3.2 – Princípios de localização e isolamento de falhas na rede Para uma localização exata e um isolamento eficaz dos defeitos que ocorrem na rede, é necessário implementar algoritmos de controlo que obedeçam a certas regras e princípios. Esta localização é realizada em torno da topologia da rede. Uma topologia é uma representação abstrata da localização de posição de objetos. Apenas presta atenção às relações entre os objetos a serem discutidos. O modelo de descrição da topologia da rede de distribuição influencia diretamente a realização do algoritmo das funções do sistema de automação distribuída. Figura 3.1 - Falha na rede entre dois nós, adaptado de [1] 3.2 – Princípios de localização e isolamento de falhas na rede 19 Existem dois princípios fundamentais a serem usados nos algoritmos para localização e isolamento de defeitos na rede, que consistem em [14]:  Se o detetor de defeitos indica que um defeito está entre dois nós, então este está presente no cabo e os interruptores são abertos nos dois nós;  Se o detetor de defeitos indica que o defeito está dentro de um nó, então é provável que o mesmo esteja na terminação de um cabo do Ring Main Unit (RMU). Neste caso, abrir os interruptores dentro do nó não garantirá que o defeito seja isolado. Portanto, o sistema abre, ou deixa aberto, os interruptores nos dois nós vizinhos. No entanto, estes algoritmos terão que ter em conta [14]:  Segurança: quando um nó aleatório é posto em modo local, o esquema Self-Healing é automaticamente desativado para todos os outros nós;  Robustez: se um interruptor falha em operar, então o sistema tentará o próximo;  Tolerância a falhas: lidar com indicações de passagem de falhas em falta. O algoritmo usa três tipos de mensagens [15]:  LOCKOUT;  FAULT;  LOCATED. Quando ocorre um defeito, o Substation Side Protection (SSP) envia uma mensagem de LOCKOUT à subestação e ao Feeder Protection (FP) a jusante. O SSP consiste num sistema de proteção do feeder que é constituído por um relé de sobreintensidade. Este relé abre um disjuntor nas três fases, quando um defeito persiste durante um pré-determinado número de ciclos. Um FP baseia-se no mesmo princípio que o SSP, só que no FP é incluído um interruptor isolador. Este interruptor isola a secção do feeder a jusante do barramento da secção do feeder a montante [15]. Se um FP recebe uma mensagem do tipo LOCKOUT e regista uma corrente de defeito (corrente elevada), então esta mensagem é enviada ao próximo FP a jusante. Se não registar o defeito, conclui-se que o mesmo está a montante do FP. O algoritmo deverá ter em conta um modelo de feeder para se conseguir detetar e isolar a secção com defeito [15]. Considere-se um barramento com N feeders. O sistema de proteção da subestação é SSP e o sistema de proteção do feeder associado ao barramento i é FPi, em que i pode tomar valores inteiros desde um até N, ou seja, o número total de feeders presente. O relé de sobreintensidade do SSP dispara o disjuntor do feeder associado, se a corrente que circula neste excede um limiar durante um período. A cada FPi há associado uma variável binária que representa o estado do seu sistema de proteção, em que [15]:  Se for igual a 1 - foi detetado um defeito;  Se for igual a 0 - não detetou defeito. Se um FPi recebe uma mensagem do tipo FAULT, conclui-se que o defeito na rede está a jusante do FPi. É criada uma mensagem do tipo LOCATED, pelo FPi, que contém informação do defeito detetado. Esta mensagem é depois enviada à subestação para se dar procedimento ao isolamento do defeito e, posteriormente, ao restabelecimento da energia na rede. 20 O papel da Automação Distribuída na Evolução das Smart Grids 20 3.3 – Esquemas de controlo De acordo com [16], existem dois esquemas de controlo Self-Healing, o distribuído e o centralizado, cada um com as suas vantagens e desvantagens. O esquema de controlo Self-Healing distribuído é aquele que, após a ocorrência do defeito, os Feeder Terminal Units (FTUs) relevantes comunicam rapidamente para trocarem informações acerca do defeito na rede. A localização e isolamento do defeito são realizadas. Posteriormente, é feito o restabelecimento da alimentação à carga a montante e a jusante [16]. A vantagem deste tipo de esquema é a rapidez do processo, uma vez que não está dependente das comunicações com a subestação principal. No entanto, em situações com vários cenários de recuperação, para o mesmo tipo de defeito a jusante é desvantajoso, pois o terminal de processamento associado não consegue descobrir quais dos cenários poderão trazer sobrecarga, não sendo assim capaz de decidir qual o melhor plano de restabelecimento. Já o esquema de controlo Self-Healing centralizado é aquele que, após a ocorrência do defeito, o disjuntor de proteção da subestação dispara. Após o disparo do disjuntor, a linha com defeito é cortada globalmente. Depois de um intervalo de tempo, o disjuntor fecha automaticamente, através do automatismo de religação automática. Se o defeito for instantâneo, o mesmo irá desaparecer após o fecho do disjuntor e uma sobreintensidade é detetada pelos FTUs relevantes. Mas, se o defeito em vez de ser instantâneo for permanente, o mesmo permanecerá após a religação e uma segunda sobreintensidade é detetada pelos FTUs relevantes. A informação acerca do defeito é enviada à subestação mestre e determinam a sua localização de acordo com o modo de operação da rede, antes da ocorrência do problema. O esquema de isolamento e restabelecimento da carga a jusante e a montante são submetidos [16]. As vantagens deste esquema de controlo são o rápido processamento e ser capaz de processar em ambientes complexos e implementar esquemas ótimos de recuperação quando há múltiplos modos. Mas a grande desvantagem é que este modo é dependente do sistema de comunicação [16]. Certos RTUs podem não suportar o tipo de esquema distribuído, sendo assim necessário adotar o centralizado. O esquema centralizado é também ideal para áreas escaláveis. A tabela seguinte resume as principais vantagens e desvantagens de cada um dos tipos de esquema de controlo. Tabela 3-1 - Vantagens e Desvantagens dos Esquemas de Controlo Tipo de Esquema Vantagens Desvantagens Distribuído  Rapidez de processamento  Não dependente das comunicações com a subestação principal  Com vários cenários possíveis de recuperação, não é capaz de decidir qual o melhor plano 3.3 – Esquemas de controlo 21 Centralizado  Facilidade de gestão  Capaz de processar em ambientes complexos  Dependente do sistema de comunicação Independentemente do tipo de esquema de controlo, o corte de corrente de curto-circuito será sempre realizado pelo disjuntor da subestação. Ao longo da rede existem vários disjuntores que podem realizar manobras em carga, mas nunca em curto-circuito [16]. Para se perceber melhor como é realizado este processo, vejamos o seguinte exemplo. Na imagem acima é ilustrado um exemplo de um esquema de ligação. Neste caso a rede está a trabalhar normalmente, ou seja, não há defeitos. A subestação 1 alimenta os PST a jusante. No PST 4 o interruptor está aberto. Entre os PST 1 e 2 ocorre um defeito na rede. Os PST a jusante ao defeito deixam de ser alimentados, pois os mesmos estão desligados devido ao disparo na subestação e a corrente circula em excesso para a zona de defeito. Assim acontece uma interrupção no sistema elétrico. Os consumidores alimentados pelos PST 2, 3 e 4 ficam sem energia enquanto o troço com defeito não é isolado e reestabelecida a alimentação à carga. Esta situação pode ser observada na seguinte figura. Figura 3.2 - Exemplo esquema: Normal Operação 22 O papel da Automação Distribuída na Evolução das Smart Grids 22 Para se isolar o defeito é necessário abrir os interruptores adjacentes a este. Ou seja, os interruptores dos PST 1 e 2 que estão próximos ao defeito serão abertos. Após isso, o defeito está então isolado da rede. O defeito ao ser isolado da rede não é suficiente para realimentar a carga. Por outras palavras, a subestação 1 continua a alimentar o PST 1 mas não consegue alimentar os restantes devido ao troço com defeito. É necessário que outra subestação alimente os outros PST, após o defeito ser isolado. Sendo assim, é a subestação 2 que irá alimentar os restantes PST. O interruptor aberto no PST 4 será fechado e permitirá assim que a subestação 2 alimente os restantes PST. Figura 3.3 - Exemplo Esquema: Aquando Defeito 3.4 – Níveis de Self-Healing 23 Como se pode observar, os PST 2, 3 e 4 são alimentados pela subestação 2 e o defeito está isolado da rede. Devido aos automatismos, este processo ocorre de forma rápida de modo a reduzir os tempos de interrupção, tendo assim os consumidores um menor tempo de interrupção. Para reparar o troço com defeito, poderá ser necessário deslocar uma equipa técnica, conforme o tipo de avaria. 3.4 – Níveis de Self-Healing A rede de Self-Healing pode ser dividida em dois níveis [17]. O primeiro nível é a camada de componente e o segundo nível é a camada de sistema. A camada de componente é constituída pelos componentes primários e secundários da rede energética. Os componentes primários incluem equipamentos como disjuntores e transformadores. Já os componentes secundários cobrem equipamentos de proteção e automação. O Self-Healing neste nível destina-se primariamente à reparação ou substituição do equipamento local. No entanto, a função primária do SH na camada de sistema consiste em isolar defeitos, que ocorram no sistema, e mitigar as consequências (tempo e nº de clientes afetados) de um defeito que provoque interrupção na distribuição [17]. O diagnóstico de defeitos pode ser dividido nestes dois níveis. Na camada de componente, o diagnóstico é a unidade básica para compor uma pesquisa de SH. Já na camada de sistema, o diagnóstico consiste em isolar o defeito do sistema [17]. Figura 3.4 – Exemplo Esquema: Após Defeito 24 O papel da Automação Distribuída na Evolução das Smart Grids 24 No presente, existem vários métodos de diagnóstico na rede, tais como redes neuronais artificiais, redes de Petri e Multi Agent Systems (esta será explicada detalhadamente numa secção posterior). 3.5 – Controlo da rede Self-Healing O princípio do controlo da rede Self-Healing, como já foi dito anteriormente, é fornecer energia sem interrupções. Na perspetiva de uma fonte de energia sem interrupções, há quatro tipos de resultados para o controlo de segurança da rede [17]:  evitar que ocorram defeitos;  defeitos sem perda de carga;  perda de alguma carga após um defeito;  defeito que destrói a rede. O sistema tem cinco estados de operação [16]:  Otimização;  Normal;  Frágil;  Defeito;  Após Defeito. Correspondente a estes estados, a rede de controlo inclui quatro operações básicas. Estas operações consistem em [16]:  Controlo e Prevenção: faz com que a rede volte ao estado normal após um estado frágil;  Controlo de Emergência: retorna a rede ao estado normal após estado de defeito. Esta transição deverá ser rápida;  Controlo de Recuperação: a rede volta ao estado normal após a ocorrência de um defeito; Figura 3.5 - Estados de operação da rede SH adaptado de [16] 3.5 – Controlo da rede Self-Healing 25  Controlo de Otimização: realização de operações de otimização, que fazem com que a rede tenha maior margem de controlo de segurança no estado normal. Dependendo do estado de operação da rede, se forem implementadas ações de controlo apropriadas, poderá ser transferida a rede para um estado de melhor operação [16]. O software produzido com base nesta teoria, poderá ser embebido nos sistemas de automação da rede, de modo a reforçar as funções de controlo nos mesmos. Além disso, o sistema pode tirar vantagem da nova proteção, dispositivos de rastreamento e comando, dispositivos de monitorização on-line e outros dispositivos automatizados para recolher informações em tempo real e implementar estratégias da rede Self-Healing [16]. O estado de supervisão do equipamento chave é a base do controlo do SH. O conjunto de medição para expedição de controlo deve incluir três componentes [16]:  Medições steady-state adquiridas pelo SCADA/RTU;  Medições dinâmicas adquiridas pelo PMU;  Equipamentos chave a correr medições do estado obtidas pelos sistemas de supervisão. O controlo da rede Self-Healing pode ser realizado de diversas formas. Cada autor irá ter uma solução diferente de como implementar o controlo. Uma alternativa diferente à que foi exposta nos parágrafos anteriores, é a solução aplicada em [18]. Nesta solução não há cinco estados de operação, mas sim quatro:  Normal;  Defeito;  Interrupção;  Restabelecimento. Quando um defeito permanente ocorre no sistema, o estado “Defeito” fica ativo. As secções sem energia no feeder com defeito ficam no estado “Restabelecimento”, porque o disjuntor está aberto. Se o isolamento for bem-sucedido, a secção em estado “Defeito” passa ao estado “Interrupção”. Mas se o isolamento falhar, o estado “Defeito” é propagado a outras secções que estavam no estado “Restabelecimento” [18]. Depois de o isolamento ser completo, o serviço de restabelecimento realimenta as secções em estado “Restabelecimento”. Se esta operação for bem-sucedida, as secções com o estado Figura 3.6 - Estados de operação da rede SH adaptado de [18] 32 O papel da Automação Distribuída na Evolução das Smart Grids 32 Capítulo 4 IEC 61850 Neste capítulo pretende-se dar a conhecer a norma IEC 61850. Uma vez que esta norma desempenha um enorme papel na automação distribuída, é essencial haver um capítulo acerca da mesma para vermos o seu contributo. Inicialmente haverá uma introdução à norma, explicando o seu aparecimento, a sua estrutura e principais vantagens. Na secção seguinte, são abordadas as comunicações na norma. Posteriormente, é referenciada como é realizada a modelação dos dados (data modeling). De seguida, é enunciada como é a segurança na norma. Por fim, descrever-se-á os problemas principais associados. 4.1 – Introdução à norma IEC 61850 Em 2004, um novo padrão mundial de comunicações foi introduzido nas Substation Automation Systems (SAS), IEC 61850. Esta norma foi desenvolvida pelo IEC Technical Commitee 57, um grupo de fabricantes (ABB, Alstom, Schneider, SEL, Siemens, Toshiba, etc.) e pelos serviços elétricos (Electricité de France, Iberdrola, Hydro-Quebec, etc.), com o alvo de melhorar a interoperabilidade do equipamento [22]. O IEC 61850 é completamente diferente dos protocolos de comunicação clássicos (como por exemplo o Modbus TCP/IP) e muda totalmente a maneira de organizar um projeto de uma subestação elétrica. É uma norma completa, que define como descrever os dispositivos numa subestação (data modeling) e como trocar informações (através de um protocolo de comunicação) [22]. As subestações são pontos muito importantes num sistema de energia, porque ajudam a monitorizar e controlar o fluxo de energia. São as interfaces entre as centrais de geração, sistema de transmissão e sistema de distribuição, que eventualmente fornece energia aos consumidores. Os SAS são usados nas subestações para auxiliarem os engenheiros a protegerem os equipamentos, monitorizar os fluxos de energia e controlar os diversos dispositivos presentes [23]. 34 IEC 61850 34 A norma IEC 61850 foi desenvolvida com o intuito de ser uma arquitetura de comunicações que facilitasse o design de sistemas para funções de proteção, controlo, monitorização e diagnósticos nas subestações. Visa os problemas de interface e padroniza as comunicações para evitar o uso de protocolos específicos dos fabricantes. Cria um potencial para automação futura e funções de controlo e permite sistemas de energia evoluírem para SG [24]. A estrutura da norma é a que se observa na tabela seguinte. Tabela 4-1 - Estrutura da norma IEC 61850 [25] # Título 1 Introdução e visão geral 2 Glossário de termos 3 Requisitos gerais 4 Gestão de projeto e sistema 5 Requisitos de comunicações para funções e modelos de dispositivos 6 Linguagem de descrição de configuração para comunicações em subestações elétricas relacionadas com IEDs 7 Estrutura de comunicação básica para subestações e equipamentos de feeders 7.1 Princípios e modelos 7.2 Abstract Communication Service Interface (ACSI) 7.3 Common Data Classes (CDC) 7.4 Classes de nós lógicos e classes de dados comuns 8 Specific Communication Service Mapping (SCSM) 8.1 Mapeamento para MMS e ISO/IEC 8802-3 9 Specific Communication Service Mapping (SCSM) 9.1 Valores amostrados sobre Serial Unidirectional Multidrop Point-to-Point Link 9.2 Valores amostrados sobre ISO/IEC 8802-3 10 Teste de conformidade 4.1 – Introdução à norma IEC 61850 35 O grande destaque desta norma são as suas vantagens, que são as seguintes [23] [25]:  Interoperabilidade: propriedade de um sistema cujas interfaces são completamente percebíveis para trabalharem com outros sistemas, sem qualquer restrição;  Substituição de todas as ligações por cabos Ethernet (no caso de algumas aplicações é usada fibra ótica), o que fez reduzir a cablagem e os custos;  Metodologias orientadas a objetos e o uso de Substation Configuration Language (SCL) tornaram as tarefas de design do sistema bastante mais fáceis. O SCL é um formato de ficheiro em XML, que pode ser usado para trocas de informação entre ferramentas. Com a configuração disponível num formato padronizado, é possível usar essa informação fora da subestação [26];  GOOSE (explicado em que consiste na secção seguinte) e Sampled Measured Values (SMV) tornaram as funções de proteção e monitorização muito rápidas e confiáveis;  Uso de um modelo virtualizado: permite definição de dados, serviços e comportamento dos dispositivos a serem definidos em adição aos protocolos que são usados para definirem como os dados são transmitidos na rede;  Todos os elementos de dados do IEC 61850 são nomeados usando strings descritivas para descrever os mesmos;  Todos os nomes de objetos são padronizados e definidos num contexto de sistema energético: permite ao engenheiro imediatamente identificar o significado dos dados sem ter que definir mapeamentos que relacionam números de índice e números de registos do sistema, como corrente e tensão;  Custos de instalação mais baixos: a norma permite que os dispositivos rapidamente troquem dados e estados usando GOOSE pela rede local, sem ter que ligar fios separados para cada relé;  Custos de transdutores mais baixos: uma única unidade que suporte SMV pode enviar um sinal a vários dispositivos usando um único transdutor (dispositivo que transforma um tipo de energia em outro);  Custos de comissionamento reduzidos: os dispositivos IEC 61850 não requerem tanta configuração manual como os outros dispositivos, reduzindo assim erros e reconfigurações;  Menores custos de migração de equipamentos: devido à interoperabilidade, as diferenças comportamentais de um dispositivo de uma marca para outra são minimizadas, ou até mesmo eliminadas;  Menores custos de expansão: adicionar dispositivos e aplicações num sistema IEC 61850 existente, pode ser feito com o menor impacto no equipamento existente;  Menores custos de integração: ao utilizar-se a mesma tecnologia de rede que é usada amplamente em todas as empresas de serviço energético, o custo de integração da subestação é substancialmente reduzida;  A norma permite novas capacidades, que não eram possíveis com os anteriores protocolos. 36 IEC 61850 36 Existem três componentes básicos [27]:  Objetos;  Rede;  Centro de controlo. Os objetos podem ser IEDs, relés, RTUs e controladores de lógica programável. Estes objetos desempenham controlo local e enviam/recebem sinais para/de outros objetos ou mestre SCADA. Podem dividir-se em dois níveis: equipamento primário e bay level (inteligência local em forma de IEDs e RTU) [27]. A rede de comunicação liga as funções do bay level com o SCADA na estação de controlo. O mestre SCADA implementa controlo central: processamento de informação e tomada de decisão, disponibilização de informação para o operador e controlo do sistema energético através dos dispositivos do bay level [27]. 4.2 – Comunicações no IEC 61850 Os serviços de comunicação e modelos são designados em Abstract Communication Service Interface (ACSI). Estes serviços serão mapeados em protocolos existentes (como, por exemplo, TCP/IP) sobre Ethernet. A esmagadora parte das comunicações são do tipo cliente/servidor [25]. Neste tipo de comunicações, o servidor é quem armazena a informação e o cliente faz o pedido para a aceder. As transações são iniciadas sempre pelo cliente e baseadas numa transmissão unicast, ou seja, comunicação um para um. Figura 4.1 - Modelo de Comunicação IEC61850 adaptado de [28] 4.2 – Comunicações no IEC 61850 37 O Electrical Network Monitoring and Control Systems (ENMCS) é conectado via barramento da subestação para os IEDs. Os ENMCS são utilizados em sistemas de monitorização e gestão de geração e distribuição de energia. Os objetivos de aplicação de um ENMCS num sistema de geração ou distribuição são melhorar a segurança, a fiabilidade e operabilidade. As melhorias de segurança e fiabilidade são conseguidas através de [58]:  Comutação remota de disjuntores;  Implementação de esquemas de proteção distribuídos;  Funções de gestão de energia;  Maior monitorização do sistema elétrico;  Monitorização contínua do sistema elétrico para anomalias e alarmes;  Restabelecimento mais rápido da energia após defeitos no sistema. Já em termos de melhoria de operabilidade são conseguidas através de [58]:  Fornecer assistência ao operador do sistema elétrico;  Funções automáticas que auxilia o rápido restabelecimento de energia;  Geração automática de relatórios para redução de carga de trabalho do operador. Os ENMCS também podem ajudar a alocar com precisão o uso de energia em unidades de processos individuais e em futuras atualizações das centrais de geração, fornecendo dados precisos acerca da carga de cada barramento [58]. A comunicação cliente/servidor entre o ENMCS e os IEDs é operada pelo serviço Manufacturing Message Specification (MMS). Este serviço é baseado nas camadas de comunicação TCP/IP, não tem requisitos temporais e é usado para as trocas entre o ENMCS e os IEDs: leitura, escrita e reports (grupo de dados enviados periodicamente). A norma permite também comunicações horizontais, ou seja, comunicações entre dispositivos do mesmo nível, como por exemplo entre IEDs. Tradicionalmente para os SAS, a norma divide as comunicações entre subestações em três níveis [28]:  Nível de Processo (Nível 0): inclui dispositivos de entrada e saída, sensores e atuadores inteligentes;  Bay level (Nível 1): inclui funções de proteção e controlo por parte dos IEDs;  Nível de subestação (Nível 2): inclui a unidade central de processamento, posto de comando local e as interfaces com o exterior da subestação. Aqui são realizadas várias funções tais como [59]: o Recolha e tratamento de informação gerada na subestação; o Histórico de ocorrências na subestação; o Configuração de todos os módulos do sistema; o Interligação com o centro de condução; o Interligação com o centro de engenharia. 38 IEC 61850 38 As ligações entre diferentes níveis e equipamento são realizadas de duas maneiras diferentes: entre os níveis 0 e 1 usam-se ligações elétricas de cobre fio a fio ou hardwiring (cada ponto a monitorizar ou a atuar exige um condutor separado). Entre as unidades nível 1 e entre este e o nível superior, usa-se uma rede de comunicações chamada barramento de subestação, onde o meio físico é fibra ótica e circulam sinais digitais endereçados [59]. Sendo assim, as SAS são sistemas de automação distribuída, onde todas as funções desempenhadas (proteção, automatismos e controlo) encontram-se nas várias unidades de painel, comunicando entre si e com a unidade central de processamento [59]. Para estas funções serem desempenhadas, as unidades envolvidas têm que comunicar entre si. A comunicação e consequente partilha de dados necessita de um meio físico de comunicação para que os dados possam ser enviados/recebidos. Na camada física das comunicações podem ser usadas fibras óticas, power line carrier (transmissão de dados pela rede energética) ou wireless. A escolha de um meio físico depende de vários aspetos, tais como custo de instalação, segurança, extensão geográfica, entre outros [28]. As fibras óticas têm alto rendimento e alta fiabilidade, mas são consideradas mais caras para longas distâncias e podem ser usadas apenas em áreas urbanas [28]. As redes wireless são económicas para muitas aplicações, no entanto os dispositivos têm de estar próximos uns dos outros, têm menor confiabilidade e maiores riscos de segurança. Nas redes energéticas, o tipo de rede wireless mais usada é as GPRS (General Packet Radio Service). As ligações GPRS são as mesmas ligações usadas nos telemóveis que permitem dados móveis, ou seja, internet em qualquer zona sem ser necessário qualquer aparelho extra [28]. Por fim, as redes Power Line Carrier são baratas pois não requerem elevados investimentos e são ideias para áreas rurais [28]. Não é possível dizer que uma das opções é melhor que as outras todas. A escolha de um meio físico dependerá de vários fatores, como dito anteriormente, e cabe aos engenheiros, conforme as condições monetárias e geográficas presentes, decidirem qual das alternativas é a mais adequada a ser usada. No quadro que se segue, resume-se as principais vantagens e desvantagens de cada meio físico. Figura 4.2 - Organização do Sistema de Automação de Subestações (SAS), adaptado de [59] 4.2 – Comunicações no IEC 61850 39 Tabela 4-2 - Vantagens e Desvantagens de cada meio físico Meio Físico Vantagens Desvantagens Fibra Ótica  Alto rendimento  Alta fiabilidade  Caro para longas distâncias  Só pode ser usado em áreas urbanas Wireless  Económicas  Dispositivos têm de estar próximos uns dos outros  Menor confiabilidade Power Line Carrier  Baratas  Ideias para áreas rurais  Não aconselhável para áreas urbanas devido a melhores alternativas As ligações ponto a ponto são tecnicamente realizáveis na maioria das aplicações. No entanto, os esforços de desenvolvimento nas infraestruturas das Smart Grids necessita de protocolos roteáveis, tais como o Internet Protocol (IP) ou IPv6 para futuros progressos. Já em termos de transporte, o Transmission Control Protocol (TCP) é uma boa solução [28]. Os serviços de comunicação podem ser cliente/servidor, publicador/subscritor ou peer-topeer (P2P). Em aplicações do nível de controlo, o modelo cliente/servidor será suficientemente eficaz. No entanto, quando ocorrem falhas na comunicação, o modelo peer-to-peer poderá ser útil. No modelo P2P, os recursos locais tais como o processador, disco, rede, etc. são disponíveis para cada nó na ligação, não sendo necessário assim a coordenação central. Cada nó na ligação pode ser um fornecedor ou consumidor de dados [28]. A esmagadora parte das comunicações que ocorrem nas aplicações das Smart Grids são em tempo real. Como consequência, os sistemas têm de ter requisitos estritos acerca da propagação da latência e da sua variabilidade, o chamado jitter. A latência é o tempo necessário para os dados transmitirem desde a fonte até ao destino. No caso destas ligações, é o tempo que os dados demoram a chegar do servidor ao cliente. Estes dois fatores podem afetar o desempenho da fonte de aplicação, que produz ou consome os dados transferidos. Nas Smart Grids, a qualidade de informação recolhida dos pontos de distribuição de medição e a eficácia das ações de controlo dependem da qualidade de serviço fornecida pela infraestrutura da rede. A latência e o jitter são contribuídos pela pilha de comunicação do software [30]. A comunicação é o calcanhar de Aquiles em qualquer sistema Self-Healing. As aplicações de ADO requerem baixas latências e alta segurança, no entanto a AMI já não é tão rígida [31]. Devido às diferentes necessidades da ADO e AMI, podem ser usadas diferentes redes de comunicação. A norma IEC 61850 permite a troca de mensagens em tempo real entre equipamentos, através da rede de comunicação, para fornecer serviços avançados às subestações. Estas mensagens têm elevada prioridade na rede e são enviadas por uma transmissão multicast (entrega de informação a múltiplos destinatários simultaneamente). A estas mensagens dá-se o nome de GOOSE (Generic Object Oriented Substation Events) [22]. 40 IEC 61850 40 Uma mensagem GOOSE é usada para trocar dados entre IEDs. As comunicações GOOSE representam comunicações horizontais numa SAS. Ao fazer multicast da mesma mensagem a um ou mais IEDs, consegue-se comunicações mais rápidas, menor cablagem e menores custos [28]. Todas as mensagens GOOSE são enviadas periodicamente numa situação segura. Numa situação crítica, a sequência de emissão das mensagens GOOSE é alterada e torna-se mais rápida, garantindo assim que todos os recetores obtêm a informação correta. O tempo de transferência da rede depende da topologia da rede, da velocidade, uso da largura de banda e por fim o uso de Virtual Large Area Network (tal como o nome indica, tratasse de uma rede local, mas de grande dimensão e virtual) [22]. 4.3 – Data Modeling A norma IEC 61850 decompõe a subestação elétrica, incluindo os dispositivos primários e as funções de monitorização, controlo e proteção, até aos objetos, obtendo assim uma representação orientada a objetos do sistema energético. O objeto mais pequeno é o data attribute, que é encapsulado no common data. Estes são os dados usados pelos dispositivos quando são operados [27]. A modelação é baseada na noção de nó lógico (Logical Node - LN), que consiste num agrupamento de dados e serviços associados, que são logicamente relacionados para alguma função do sistema. No ambiente do IEC 61850, as funções de proteção e controlo são partidas em pequenas unidades, os LNs [22]. Figura 4.3 - Paralelo entre mundo virtual e real, adaptado de [28] 4.3 – Data Modeling 41 Estas unidades virtuais são de facto os objetos definidos no contexto da norma ser orientada a objetos. Cada LN pode ter até trinta objetos, cada um deles pertencendo a um common data [29]. Os LNs são agrupados em treze grupos principais. Cada grupo contém um específico número de LNs. São uma espécie de “pastas” que possuem informações que podem ser usadas ou trocadas. Um LN é também descrito pelos serviços de comunicação que operam sobre os dados [28]. Tabela 4-3 - Grupos de LNs [28] Indicador de Grupo Grupo LN Número de LNs A Controlo Automático 8 C Controlo Supervisor 5 G Referências funções genéricas 3 I Interface e arquivo 4 L Nós Lógicos do sistema 3 M Contagem e Medição 8 P Funções de proteção 28 R Funções relacionadas com proteção 10 S Sensores e Monitorização 4 T Transformador de Instrumento 2 X Aparelhagem 2 Y Transformador de Potência 4 Z Equipamento do sistema energético 15 TOTAL 96 As funcionalidades semelhantes realizadas por diferentes dispositivos constroem um LN e vários LNs realizados por diferentes dispositivos, ou apenas pelo mesmo dispositivo, constroem um dispositivo lógico (Logical Device - LD). Cada LD consiste num mínimo de três nós lógicos [28]. O IEC 61850 fornece um modelo compreensivo de como os dispositivos do sistema energético deverão organizar os dados, de maneira que seja consistente entre todos os tipos e marcas dos dispositivos. Por exemplo, se ligarmos um transformador de corrente/tensão a um 48 Benchmarking: Projetos Smart Grid No Mundo 48 f. Modelos económicos alternativos para desenvolvimento de energia renovável: projetos focados na geração distribuída de energia; g. Participação dos consumidores no mercado e provisões de serviços: papel ativo por parte dos consumidores levando a melhoria na flexibilidade do seu consumo em termos de segurança e eficiência no sistema e criar economias de energia que leva a menores preços nas tarifas; h. Positive Energy Building: edifícios equipados com capacidade de geração capaz de exceder o seu consumo geral. Com base nas áreas e seus critérios apresentados, a avaliação dos projetos de demonstração consiste em três passos [35]: 1) A primeira etapa é a pontuação da área de avaliação. Se o projeto avaliado aborda uma ou mais áreas, então tem valor um para cada área abordada, caso contrário tem valor zero. Por exemplo, um projeto dedicado apenas à integração de veículos elétricos na rede tem valor 1 na área “Armazenamento e veículos elétricos” e zero nas restantes. 2) Na segunda etapa é calculado o Score. Como foi referenciado anteriormente, cada uma das áreas contêm vários critérios. O Score é calculado numa escala de zero a dez e corresponde à soma dos critérios. Cada critério tem o mesmo peso. O Score é apenas calculado nas áreas que tiveram valor um e é calculado com a seguinte expressão: 𝑆𝑗 = 10 𝑛𝑗 ∑𝐼𝑖 , 𝑛𝑗 𝑖=1 (5.1)  Sj é o Score da área j;  nj é o número de critérios presentes na área j;  Ii representa a inclusão ou exclusão do critério i presente na área j: o Igual a 1 se o critério for incluído; o Igual a 0 se o critério for excluído; 3) Na última etapa, é calculado o Smart Grid Evaluation Indicator, ou seja, a classificação final do projeto, que pode ser calculada com a seguinte fórmula: 𝑆𝐺𝐸𝐼 = 1 𝑁 ∑𝑆𝑗 𝑁 𝑗=1 , (5.2)  SGEI é Smart Grid Evaluation Indicator;  Sj é o Score da área j calculado na etapa anterior;  N o número de áreas, que neste método de avaliação é igual a seis. Uma vez entendida como é realizada a avaliação dos projetos de demonstração Smart Grid, as próximas secções consistirão em demonstrar alguns dos projetos com maior relevância. 5.2 – Projeto ADDRESS ADDRESS é o acrónimo de “Active Distribution network with full integration of Demand and distributed energy RESourceS”. O objetivo deste projeto é entregar uma estrutura comercial e técnica para o desenvolvimento da procura ativa nas Smart Grids. Teve início em Junho de 2008 e durou quatro anos (atualmente terminado). Foi parcialmente financiado pela European Communities Seventh Framework Programme [36]. 5.2 – Projeto ADDRESS 49 O coordenador do projeto foi a ENEL Distribuzione e o consórcio consistiu em vinte e cinco (25) parceiros de onze (11) países europeus (Espanha, França, Itália, Suíça, Roménia, Finlândia, Suécia, Alemanha, Holanda, Bélgica e Inglaterra). Neste projeto apenas consumidores domésticos e pequenos comércios foram considerados [36]. O projeto ADDRESS desenvolveu soluções técnicas nas instalações dos consumidores e no nível de sistema de energia, para permitir a procura ativa e para permitir também resposta por parte dos consumidores a pedidos dos mercados em quase tempo real (entre vinte a trinta minutos após os pedidos). Complementarmente, ADDRESS identifica os benefícios da procura ativa para os diferentes participantes no sistema e desenvolve mecanismos para exploração destes benefícios [36]. Na figura que se segue, pode-se observar a arquitetura proposta para o projeto. Na arquitetura proposta, os agregadores são os mediadores chave entre consumidores, mercados e outros participantes no sistema elétrico. Têm um papel central porque [36]:  Recebem os pedidos e sinais para serviços baseados em procura ativa, com origem em mercados e diferentes participantes no sistema;  Reúnem e embalam as flexibilidades e as contribuições fornecidas por pequenos consumidores, para ir ao encontro dos pedidos de serviços e sinais e oferecem a diferentes participantes pelos vários mercados. Ao nível do consumidor, a Energy Box é a interface entre o consumidor e o agregador. A Energy Box realiza a otimização e controlo das cargas, fontes de energia distribuídas e possivelmente o armazenamento de energia no equipamento dos consumidores. Os operadores do sistema de distribuição também têm um importante papel porque a procura ativa interessa aos consumidores ligados à rede de distribuição. Continuarão a garantir a segurança e a eficiência da rede, mas também [36]: Figura 5.1 - Arquitetura do ADDRESS, adaptado de [36] 50 Benchmarking: Projetos Smart Grid No Mundo 50  Terá que permitir o desenvolvimento da procura ativa enquanto que, ao mesmo tempo, assegura a segurança e a eficiência da operação e desenvolvimento da rede;  Interagir com outros participantes do sistema e em particular com os agregadores por via dos mercados;  Terá interações diretas com os operadores do sistema de transmissão para garantir a segurança do sistema. O projeto ADDRESS desenvolveu três testes de campo, onde todas estas tecnologias foram testadas e avaliadas de acordo com as especificações e requisitos definidos durante o projeto. Com base nestas especificações, a tecnologia foi implementada e dividia em três testes de campo, cada um deles focado em diferentes alvos [37]:  Espanha: testes na rede de baixa tensão com Demand Side Management no ponto de vista dos consumidores;  Itália: testes na rede de média tensão com várias fontes de geração de média tensão para estudar as interações de vários pontos de distribuição na rede;  França: testes na rede de baixa tensão ligada aos feeders da rede de média tensão com Demand Side Management e com fontes de energia renovável ligadas à rede de baixa tensão. Apesar de alguns problemas e contratempos, o projeto foi um sucesso e permitiu tirar as conclusões que se esperavam. Os resultados em grande detalhe dos testes podem ser observados em [37]. 5.3 – Projeto GRID4EU Grid4EU é um projeto com duração de cinquenta e um (51) meses de grande escala, com início em Novembro de 2011 e fim em Janeiro de 2016, proposta por um grupo de operadores do sistema de distribuição da Republica Checa, França, Itália, Alemanha, Espanha e Suécia, numa parceria entre retalhistas de eletricidade, fabricantes e organizações de investigação [38]. É um dos maiores projetos Smart Grid a ser financiado pela União Europeia: vinte e sete (27) parceiros e um orçamento de cinquenta e quatro milhões de euros (54 000 000€) [39]. O núcleo do projeto foi a implementação de seis demonstradores de grande escala para testar os conceitos do sistema inovador e suas tecnologias, realçando e ajudando a remoção das principais barreiras técnicas, económicas, sociais, ambientais e reguladoras ao desenvolvimento das Smart Grids [39]. O projeto foi estruturado tendo em conta os dois seguintes desafios [38]:  As redes existentes são feitas de ativos e equipamentos de longa duração que não podem ser removidos ou facilmente atualizados;  Na Europa, as redes de distribuição, nos contextos técnicos, económicos, sociais e reguladores variam de país para país. É uma compreensiva e sistémica abordagem, organizada à volta de demonstrações de redes de grande escala. A sua estrutura é especificamente construída para facilitar partilha de conhecimento dinâmico, assistência técnica e análise [38]. Os principais problemas abordados pelo GRID4EU foram [39]:  Integração de fontes de energia distribuídas; 5.3 – Projeto GRID4EU 51  Gestão inovadora da energia ao nível de baixa e média tensão;  Procura ativa;  Micro-Grids;  Armazenamento. Focou-se como os operadores do sistema de distribuição podem dinamicamente gerir o fornecimento e a procura de energia elétrica e motivar os consumidores para se tornarem participantes ativos nas suas escolhas energéticas [38]. O projeto visou também demonstrar uma abordagem ótima na gestão de energia elétrica, ao nível de um distrito ou cidade, envolvendo integração em larga escala de geração fotovoltaica dispersa, capacidade de mudança de carga e sistemas de armazenamento de energia em diferentes pontos do sistema: rede de distribuição, produtores e consumidores. Os envolvidos neste projeto foram equipados com painéis fotovoltaicos e ligados à rede de baixa tensão. O projeto depende da infraestrutura AMI, que permite previsões de consumo mais precisas e permite também a participação de consumidores na rede ou agregadores externos para controlo e monitorização de dispositivos [39]. Cada demonstrador do projeto GRID4EU teve diferentes objetivos. O demonstrador espanhol teve como objetivo melhorar a automação das redes de média e baixa tensão e alertar os consumidores acerca dos seus consumos energéticos e do estado de operação da rede [40]. Já o demonstrador francês consistiu na otimização da integração de painéis fotovoltaicos e redução do pico de carga na rede de baixa tensão, através das previsões de geração e consumo, cargas flexíveis, armazenamento, Islanding e ativa participação dos consumidores [40]. Em Itália, o projeto teve como objetivo a implementação de um avançado sistema de controlo para aumentar a capacidade do anfitrião e maximizar a integração das fontes de energia renováveis distribuídas na rede de média tensão [40]. No demonstrador sueco, o projeto passou por desenvolver um sistema de monitorização da rede de baixa tensão baseado na infraestrutura AMI e equipamentos inteligentes nas subestações secundárias [40]. O demonstrador alemão visou melhorar o controlo e monitorização da rede de média tensão baseado num sistema de comutação autónoma [40]. Por fim, no demonstrador da Republica Checa teve como fim a automação das redes de média e baixa tensão, incluindo a monitorização da influência dos veículos elétricos na rede de distribuição e medição da qualidade energética e operação em modo Islanding [40]. Com a conclusão deste projeto foi possível obter os seguintes resultados [40]:  As soluções relacionadas com o controlo de tensão e carga são recursos benéficos para aumentar a capacidade de resposta das redes de distribuição na Europa;  As análises de escalabilidade e replicabilidade realizadas durante o projeto, também apontam que a interação da geração distribuída e as curvas de procura são aspetos chave para aumentar a capacidade de hospedagem da rede. Enquanto este aspeto depende principalmente do tipo de consumidores e da tecnologia de geração distribuída, o armazenamento de energia e a procura flexível também ajudam o aumento;  A escala das flexibilidades das residências e indústrias é inerente ao nível de compromisso dos consumidores. As análises de escalabilidade e replicabilidade 52 Benchmarking: Projetos Smart Grid No Mundo 52 mostram que o nível de compromisso dos consumidores é fortemente relacionado ao contexto local;  Um dos principais motores para aumentar a satisfação dos clientes é reduzir a duração dos apagões. O projeto demonstrou que o tempo de localização de defeitos e o tempo de restabelecimento podem ser ainda mais reduzidos na Europa através de maior automação nas redes de MT e BT;  Automação nas redes MT e BT permite redução das perdas energéticas. As soluções que lidam com o planeamento da rede, tais como a sua reconfiguração após a deteção de um defeito, permite reduzir bastante as perdas. A modulação combinada do barramento de tensão e da potência reativa e os ESS também permitem reduzir as perdas. No entanto, este último, geralmente tende a aumentar as perdas globais do sistema devido às suas perdas internas;  Para maior resiliência da rede, é tecnicamente praticável operar na rede em modo Islanding durante mais de quatro horas, seja com ou sem máquinas rotativas, enquanto se cumpre com os fortes requisitos em termos de continuidade de alimentação;  Todos os sistemas Smart Grid são muito dependentes dos sistemas de telecomunicações. Portanto, é importante e necessário promover a convergência entre os distribuidores elétricos e as infraestruturas de comunicação;  As Smart Grids não se tratam apenas de tecnologias. O fator humano também é de extrema importância. Os resultados técnicos em elevado detalhe podem ser consultados em [40]. 5.4 – Projeto HiPerDNO HiPerDNO é o acrónimo de “High Performance Distributed Network Operation”. O projeto visou demonstrar como os componentes específicos e as técnicas que são necessárias para a criação das Smarts Grids podem ser integradas para criar sistemas de gestão distribuída com funcionalidades avançadas. Partes deste projeto visaram demonstrar como as técnicas atualmente em uso podem ser estendidas para permitir futuros avanços da rede de distribuição inteligente. Outras tiveram o objetivo de demonstrar a capacidade de tempo real [41]. Na figura seguinte podemos observar uma visão geral do projeto. 5.4 – Projeto HiPerDNO 53 Um futuro em baixas emissões de carbono requer que milhões de casas e indústrias possuam contadores inteligentes. Deste modo, é intensificada a integração de fontes de energia renováveis distribuídas na rede elétrica [41]. Em tempos futuros, milhares de veículos elétricos terão que ser ligados à rede elétrica para poderem carregar as suas baterias. De modo a monitorizar e controlar esta necessidade futura, novos sensores e instrumentação terão de ser instalados. Todo este equipamento gerará elevada densidade de informação que requererá análise em tempo real. Com intenção de dar resposta a este desafio, o projeto HiperDNO atingiu com sucesso os seguintes objetivos [41]:  Projetar, construir e demonstrar uma plataforma computacional rentável, escalável e segura com alto desempenho;  Desenvolver e demonstrar um sistema de comunicação seguro e de alta velocidade para transmitir volumes de dados;  Investigar métodos de data mining 9 para analisar variedades de dados importantes acerca da análise, planeamento e operação do sistema energético;  Criar novos algoritmos para estimação do estado da rede, controlo de tensão e serviço de restabelecimento para as redes de distribuição. 9 Data Mining é um processo de exploração de enormes quantidades de dados, procurando que estes sigam padrões consistentes. Figura 5.2 - Visão geral do projeto HiPerDNO, adaptado de [41] 54 Benchmarking: Projetos Smart Grid No Mundo 54 Os dados são recolhidos da rede, passam através de um sistema de comunicação em um DMS (Distributed Management System) suportado num ambiente de computação de alta performance. Os dados são armazenados e depois operados pelos serviços relevantes para cumprir as várias funções na monitorização e controlo da rede. O ambiente de computação de alta performance permite que estes sistemas interajam e usem dados em tempo real, se necessário. Este ambiente permite também o agendamento e a automática priorização de várias tarefas. A informação pode ser enviada de volta aos operadores para assistir na tomada de decisão, se necessário. Explorar novos dados requer novos DMS. A performance e a funcionalidade de cada DMS são dependentes da informação disponível. A camada de comunicação é capaz de comunicar com diferentes dispositivos na rede elétrica [41]. De modo a validar e avaliar as soluções propostas foram realizados testes de campo. O objetivo destes testes foi garantir que não havia rompimento dos DMS em uso. Foram realizados três testes: um no Reino Unido, outro em Espanha e outro na Eslovénia [41]. O teste do Reino Unido teve como fim a monitorização de cabos e equipamento de manobra usando descarga parcial de dados recolhidos dos sensores localizados nas subestações da rede de distribuição de média tensão [41]. Já o teste de Espanha teve como objetivo a restabelecimento da rede de distribuição [41]. Por fim o da Eslovénia consistiu em explorar um armazém de dados escaláveis para aumentos de quantidade de informação relacionados com os dados da qualidade da energia, dados meteorológicos e outros dados operacionais da rede recolhidos do SCADA e AMI [41]. Mais informações referentes ao projeto podem ser consultadas em [41]. 5.5 – Projeto Piloto Smart Grid: The Hel Peninsula Foi o primeiro projeto piloto Smart Grid de grande escala na Polónia. Iniciou-se a Janeiro de 2011 e terminou em Dezembro de 2012. Engloba a rede de distribuição, alimentando quatro mil (4000) residências e quinhentos e cinquenta (550) comércios localizados em Hel Peninsula, norte da Polónia. Um dos principais objetivos do projeto é a implementação da função FLISR para a rede de distribuição de média tensão [45]. Duzentos quilómetros (200Km) de linhas MT, cento e cinquenta (150) postos de seccionamento e transformação (PST) e cento e cinquenta quilómetros (150Km) de linhas BT foram instalados ao longo do projeto [46]. O projeto consistiu em três etapas [47]:  Etapa 1 – Desenvolvimento do conceito de transição da rede tradicional para Smart Grid: o Análise, avaliação quantitativa e qualitativa da condição atual da infraestrutura elétrica; o Revisão dos aspetos funcionais das Smart Grids; o Revisão e avaliação das telecomunicações disponíveis; o Desenvolvimento das premissas do projeto (descrição das funcionalidades da rede).  Etapa 2 – Construção da Smart Grid na área piloto: o Modelação dos elementos existentes das fontes de geração; o Modelação de novos elementos a serem instalados na implementação do projeto piloto; 5.5 – Projeto Piloto Smart Grid: The Hel Peninsula 55 o Desenvolvimento de algoritmos de controlo; o Verificação da interoperabilidade dos modelos existentes e novos elementos; o Estudo dos modelos da operação da rede; o Desenvolvimento de geração e consumo de eletricidade.  Etapa 3 – Teste das soluções, análise e estudo das viabilidades do projeto: o Conceito e alvo do projeto; o Agendamento da implementação; o Análise financeira; o Condições de implementação e análise de risco. O objetivo da melhoria da rede MT foi aumentar a sua monitorização e controlo. Um sistema AMI foi instalado na área piloto, em conjunto com sistemas de balanço nos transformadores MT/BT dos PST. A área piloto serve como um terreno de ensaio para diferentes tecnologias e soluções de engenharia [46]. Uma solução de monitorização é o uso de sensores de medição ótica. Este sistema permite detetar curtos-circuitos, medir tensão, corrente, potência e parâmetros de qualidade e controlar interruptores nos PTs. As comunicações com os sensores são via fibra ótica, que fornece isolação elétrica entre a rede e o sistema de medição [46]. Figura 5.3 - Cabine instalada num transformador MT/BT duma subestação [46] 56 Benchmarking: Projetos Smart Grid No Mundo 56 O sistema SCADA desempenha um papel ativo nos ideais da Smart Grid. Após a implementação do projeto, foram desempenhadas as seguintes tarefas [46]:  Telemetria: extensão da supervisão aos novos dispositivos instalados nas redes de MT e BT;  Geospatial Information Solution (GIS): transferência dos modelos geográficos das redes MT e BT para o SCADA;  Implementação do FLISR;  Implementação da função Integrated Volt/Var Control;  Extensão do Outage Management System à rede BT. O projeto piloto visou testar a tecnologia e soluções que sejam capazes de melhorar a eficiência de operação enquanto assegura altos padrões de fornecimento de energia. Os benefícios conseguidos foram [46]:  Redução de interrupções na área piloto;  Redução de custo de operação da rede através da automatização na área piloto;  Redução de perdas na rede MT e na rede BT;  Capacidade de avaliar a eficiência das ações, incluindo a avaliação de benefícios atingidos através do uso das soluções Smart Grid. 5.6 – Projeto LINEAR LINEAR é acrónimo de “Local Intelligent Networks And Energy Active Regions”. Iniciou-se em Maio de 2009 e terminou em 2014. Trata-se de um projeto de grande escala de investigação e demonstração, focado na introdução das Smart Grids, mais especificamente nas estratégias Figura 5.4 - Exemplo de montagem de um sensor ótico [46] 5.6 – Projeto LINEAR 57 da Active Demand (em português, procura ativa), nos equipamentos domésticos na região de Flandres, Bélgica. A região é de elevado interesse devido à sua enorme densidade populacional [48]. O projeto visa também o nível tecnológico, como também a implementação das técnicas da Active Demand. O seu foco é duplo: por um lado, o projeto lida com a investigação das tecnologias da procura ativa, por outro visa também a implementação dessas mesmas tecnologias num teste de campo, através da criação de um piloto residencial [48]. Ao contrário dos outros projetos europeus, o LINEAR destaca-se principalmente por dois motivos [48]:  O seu principal objetivo é a implementação de tecnologias automatizadas da procura ativa na rede de distribuição;  O projeto combina uma abordagem centrada no consumidor, com foco na investigação tecnológica. A metodologia usada no projeto, como se pode observar na figura acima, tem duas componentes principais: uma foca-se na investigação e desenvolvimento (Technological breakthrough), a outra foca-se na implementação de um piloto residencial (Implementation breakthrough). A procura ativa oferece uma solução para as novas necessidades que surjam no mercado. O projeto LINEAR explora quatro (4) Business Cases (BC), baseados nos programas de resposta à procura. Estes quatro BC consistem em [48]:  Gestão de portfólio: os consumidores residenciais ajudam a operar o sistema energético de uma maneira mais eficiente, respondendo aos preços dinâmicos de eletricidade. Isto traz benefícios, pois os custos de energia são reduzidos e as utilities evitam custos de capacidade, transmissão e distribuição porque o sistema pode ser adaptado num pico de procura menor devido à resposta à procura sustentada;  Balanceamento de vento: as fontes de energias renováveis são caraterizadas pela sua elevada variabilidade, baixa previsibilidade e baixa controlabilidade. Isto implica que o risco de desequilíbrio seja maior. Com o BC Balanceamento de vento, Figura 5.5 - Visão geral do projeto LINEAR [48] 64 Benchmarking: Projetos Smart Grid No Mundo 64  Redução de perdas técnicas e comerciais até a um nível aceitável. Crompton Greaves Limited (CGL)  Solução SCADA;  Controlo Smart bay;  IEDs de proteção;  Solução de medição inteligente. North Delhi Power Limited (NDPL)   Estação de controlo SCADA da rede;  Infraestrutura medição automática;  Plataforma GIS com sistema de gestão de falhas;  Monitorização e controlo autónoma da rede. Apesar de todos os problemas existentes, a India tem crescido no que toca nas redes energéticas. Embora o seu crescimento ainda não seja muito acentuado pois ainda há muita gente sem energia nas suas casas, espera-se que esta falha seja colmatada num futuro próximo. Espera-se também que as integrações das fontes de energias renováveis façam parte das suas soluções [53]. A India possui diversos locais propícios para instalação destas fontes, tais como a sua costa litoral com extensão de sete mil e seiscentos quilómetros (7600 Km) que tem um enorme potencial para gerar energia eólica [50]. Sendo um país muito quente também e com uma forte incidência solar, a energia solar é também uma fonte de energia com enorme potencial de geração. Estima-se que no ano de 2022, no que toca a geração de energias renováveis, 54% da geração renovável pertence à energia eólica e 27% à energia solar, sendo o restante distribuído pela biomassa e hídrica [53]. Sendo a India um país em desenvolvimento, é normal estar uns passos atrás em relação aos países europeus ou em relação à China, no que diz respeito à área das Smart Grids. No entanto, estimasse que no futuro haja progressos, mas não ao ritmo de um país desenvolvido. Figura 5.8 - As fontes de energias renováveis no ano de 2022 na India adaptado de [53] Capítulo 6 Smart Grid na EDP Distribuição Este capítulo segue a mesma abordagem que o anterior, mas com a diferença que a EDP Distribuição faz parte do consórcio dos projetos referenciados. A EDP Distribuição é o principal operador da rede de distribuição em Portugal. É encarregue de implementar as soluções Smart Grid na rede de distribuição. Serão demonstradas as principais soluções implementadas, começando pelo seu projeto Self-Healing na Batalha. Posteriormente serão demonstrados outros projetos, tais como o Sustainable, Meter-On, S3C, PlanGrid EV, REserviceS e Ecogrid. 6.1 – Projeto FDIR da Batalha Nesta secção pretende-se apresentar o projeto FDIR (Fault Detection Isolation Restoration, equivalente a FLISR referido no capítulo 3) da EDP Distribuição instalado na região da Batalha. A solução foi desenvolvida em parceria com a Efacec. Este projeto FDIR consiste num automatismo que corre remotamente, instalado na subestação S. Jorge e que controla os feeders da Batalha e de S. Mamede. Os feeders são predominantemente aéreos, logo são sujeitos a defeitos fugitivos. Em caso de defeito nestas linhas, o FDIR automaticamente isola-o e realimenta os clientes fora da zona isolada. O feeder é controlado pelo FDIR, sobre o disjuntor correspondente. O FDIR usa a informação dos detetores de defeitos existentes no feeder para delimitar a zona de defeito. O FDIR nem sempre atua em caso de defeito na rede. Se o defeito for fugitivo, ou seja, aqueles em que a religação do disjuntor após o disparo realimentou o feeder, o FDIR não atua. Um exemplo de um defeito fugitivo é um ramo de uma árvore, por ação do vento, toca numa linha de distribuição e causa o disparo do disjuntor. Após a ocorrência de um defeito com tentativas falhadas de religação, é sinalizada a indicação de “disparo definitivo”. Após esta sinalização, o FDIR cria uma Ordem de Manobras (OM) com as seguintes etapas:  O FDIR usa os detetores de defeito para delimitar a zona de defeito; 66 Smart Grid na EDP Distribuição 66  Abertura dos OCRs de modo a isolar o defeito;  Reset dos detetores de defeito atuados;  Ligação do disjuntor que disparou (realimentação a montante);  Manobra dos OCRs de modo a realimentar a jusante do defeito: o Fecho dos OCRs NA (Normalmente Abertos) de interligação a outros feeders; o Pode abrir OCRs de modo a transferir cargas; o A escolha das manobras é feita de modo a garantir que não há violação de limites de carga, corrente ou tensão; o Pode deixar alguns clientes não energizados de modo a respeitar os limites. Em modo de operação automática do FDIR, a OM é imediatamente executada, sendo os telecontrolos enviados para os aparelhos de corte identificados. Em qualquer dos casos (seja modo automático ou modo manual), a OM é enviada para o GENESys, onde pode ser consultado por operadores com permissão no Centro de Condução (CC). Caso a OM não tenha sido executada automaticamente pelo FDIR, o operador no CC pode estudar as manobras e, posteriormente, executá-las no mundo real. O GENESys é a solução SCADA/DMS no Centro de Condução da EDP Distribuição que monitoriza o estado do FDIR. Figura 6.1 - Menu do GENESys 6.1 – Projeto FDIR da Batalha 67 Como foi descrito no parágrafo anterior, há dois modos de operação do FDIR, automático e manual. O automático é aquele que após a deteção da falha, o FDIR calcula e executa automaticamente as manobras relativas ao isolamento do defeito e à realimentação dos clientes. Já o manual é aquele que após a deteção do defeito, o FDIR calcula a OM relativa ao isolamento do mesmo e à realimentação dos clientes e envia-a para o GENESys. Um operador pode depois consultar e decidir executar ou não as manobras. A OM criada pelo FDIR é importada pelo GENESys no estado em que o FDIR a deixou. Por outras palavras, em modo automático o FDIR executa imediatamente a OM e esta é importada para o GENESys (estado “Arquivado”), podendo depois ser consultado por operadores do CC, mas não pode voltar a ser executada. Em modo manual, a OM é importada no estado “Preparado”, o que pode ser consultada e executada pelos operadores no CC. Figura 6.2 - Esquema de feeders no GENESys Figura 6.3 - Ciclo de vida de uma OM 68 Smart Grid na EDP Distribuição 68 Com uma OM no estado “Preparado” pelo FDIR em modo manual, o operador pode pô-la “Em execução”. É possível depois suspender a execução (estado “Suspenso”), de modo a que o mesmo ou outro operador possa retomar a sua execução. Após o término da execução, o operador deverá arquivar a OM (estado “Arquivado”). É possível também anular uma OM a partir de qualquer estado, à exceção do estado “Arquivado”. A anulação significa que o operador decidiu não executar a OM proposta pelo FDIR. Uma OM é definida por diversos campos:  Campos de Consulta (não são editáveis): o Identificador único; o Disjuntor (referência ao equipamento); o Data do disparo definitivo; o Operador que executou a primeira manobra; o Operador e data de arquivo.  Campos editáveis (caso a OM não esteja no estado “Arquivado”): o Título; o Observações (notas introduzidas pelo operador); o Lista de manobras. Figura 6.4 - Exemplo de uma OM 6.2 – Projeto Sustainable 69 6.2 – Projeto Sustainable Sustainable é o acrónimo de “Smart distribUtion System operaTion for mAximizing the INtegration of renewABLE Generation”. Iniciou-se em Janeiro de 2013 e terminou a Março de 2016, com um orçamento perto de seis milhões de euros (5,73M € precisamente) e consistiu num consórcio de oito (8) parceiros (de realçar os três parceiros portugueses, EDP Distribuição, EFACEC e INESCTEC) de cinco (5) diferentes países (Portugal, Reino Unido, Espanha, Alemanha e Grécia) e coordenado pela EDP Distribuição [54]. O foco do projeto foi a integração de diferentes tipos de geração de energia, combinando melhorias na segurança, enquanto induz competitividade nos mercados e uma mudança de paradigma no comportamento do consumidor perante o sistema energético do futuro [54]. O aumento da integração da geração distribuída está condicionado por vários desafios, tais como [54]:  Mudanças na tensão da rede: as variações da tensão podem limitar a capacidade da geração distribuída a ser ligada na rede de distribuição, especialmente em redes rurais;  Problemas de congestionamento: a geração distribuída pode alterar fluxos significativamente, o que pode trazer problemas na gestão de fluxo de energia. Isto pode causar sobreintensidades, especialmente no caso de elevados níveis de integração de geração distribuída, o que pode injetar grandes quantidades de energia no sistema de distribuição;  Problemas de proteção: proteção do equipamento de geração às falhas internas, proteção da rede de distribuição com defeito das correntes de defeito fornecidas pela geração distribuída e proteção anti-islanding. O projeto Sustainable desenvolveu e demonstrou um novo paradigma de operação, recolhendo informações dos medidores inteligentes, previsões das fontes de energia renováveis e consumo, de modo a gerir os sistemas de distribuição mais eficientemente [54]. Como qualquer outro projeto, é necessário desenvolver uma arquitetura que vá de encontro com os objetivos traçados. Não sendo exceção, no projeto Sustainable também se desenvolveu uma arquitetura. O seu principal objetivo é permitir o controlo coordenado e eficiente de todo o sistema de distribuição, tirando vantagem dos seus recursos, de modo a ultrapassar os problemas técnicos que possam aparecer durante operação, especialmente em cenários de alta integração de fontes de energia renováveis [54]. Figura 6.5 - Entradas e saídas do sistema Sustainable, adaptado de [54] 70 Smart Grid na EDP Distribuição 70 Esta estrutura compreende dois diferentes tipos de informação: informações comerciais (relacionadas com a faturação) e informações técnicas (relacionadas com a operação do sistema) [54]. Como já foi referido em capítulos anteriores, as energias renováveis acarretam problemas de geração devido à sua imprevisibilidade, uma vez que são dependentes de fatores climatéricos. Para mitigar estas incertezas e de modo a tornar o sistema mais estável, criar sistemas de previsão é uma obrigação. Como tal, uma vez que o projeto Sustainable tem como finalidade integrar várias fontes de geração de energias renováveis, foi criado um sistema de previsão de energia solar e corre operacionalmente em trinta e nove (39) subestações secundárias MT/BT em Évora. Este sistema permite gerar previsões para as próximas sessenta (60) horas com resoluções temporais entre quinze minutos (15 min) a uma hora [54]. Figura 6.6 - Arquitetura do projeto Sustainable [54] Figura 6.7 - Arquitetura do sistema de previsão do projeto Sustainable [54] 6.2 – Projeto Sustainable 71 Uma previsão precisa de carga tem um papel indispensável no planeamento do sistema elétrico e na análise do mercado. No projeto Sustainable, uma abordagem baseada numa rede neuronal artificial foi desenvolvida para estimar a percentagem de diferentes categorias de cargas e distinguir carga controlável da procura total [54]. De todas as funcionalidades desenvolvidas durante o projeto Sustainable, umas das mais importantes é o Virtual Power Plant (VPP). O VPP é um mercado que agrega e agenda as fontes de energias distribuídas de acordo com os contratos estabelecidos. Estes recursos incluem geração renovável, armazenamento e carga. A função de agregação é muito importante para a participação das fontes de energias distribuídas no mercado elétrico, porque estas são geralmente muito pequenas para a participação direta no mercado [54]. O VPP pode suportar o operador do sistema de distribuição com o alívio da congestão da rede, ao reajustar o agendamento das suas unidades. O papel do VPP é expandir o suporte e melhorar a segurança do sistema sobre pedidos para certas áreas da rede em certos tempos de operação [54]. Para conciliar e testar todo o trabalho desenvolvido ao longo do tempo de vida do projeto foram realizadas duas demonstrações, uma em Évora e outra em Rodes (Grécia). A primeira infraestrutura Smart Grid instalada em Portugal foi em Évora, com mais de trinta e cinco mil (35 000) contadores inteligentes instalados, permitindo acesso à mais detalhada informação da rede, com especial ênfase na rede BT [54]. O propósito específico da demonstração é prever valores de potência ativa para o feeder de Casinha, por um período com alcance desde trinta minutos (30min) a vinte e quatro horas (24h). Os dados recolhidos da rede e juntamente os dados das condições meteorológicas, foram usados para realizar previsões de acordo com o algoritmo desenvolvido no projeto. Os dados meteorológicos da região de Évora incluíram valores das caraterísticas do vento, humidade e temperatura. Como os dados da rede e os dados meteorológicos estão em diferentes servidores, foi necessário construir extratores de dados para recolher os mesmos e colocá-los no mesmo servidor [54]. Figura 6.8 - Exemplo de previsão de geração de potência do sistema de previsão do projeto Sustainable [54] 72 Smart Grid na EDP Distribuição 72 O projeto permitiu retirar várias conclusões [54]:  Em Portugal, um aumento de procura não consegue ser coberto com apenas o aumento da integração de fontes de energias renováveis;  O impacto da automação nas redes de distribuição mostra uma grande melhoria na continuidade de fornecimento;  É esperado que a geração fotovoltaica em Portugal dobre o seu valor, de quatrocentos e quarenta e três gigawatts hora (443GW.h) em 2014 para aproximadamente mil gigawatts hora (1000GW.h) em 2020;  Uma maior precisão das previsões renováveis irá afetar positivamente a redução de custos de serviços ancilares e dará aos operadores dos sistemas de distribuição a habilidade de garantir elevados padrões de qualidade de serviço. 6.3 – Projeto Meter-ON O projeto Meter-ON é mais um dos projetos em que a EDP Distribuição esteve envolvida. Teve início em Julho de 2012 e terminou em Julho de 2014 (duração de dois anos). O objetivo do projeto foi facilitar a instalação, em larga escala, de infraestruturas de medição inteligente na Europa através da provisão de recomendações para as organizações em como lidar com os obstáculos técnicos e regulatórios. A audiência alvo do projeto consistiu em autoridades regulatórias nacionais, tomadores de decisões políticas, indústria de contadores inteligentes e operadores europeus do sistema elétrico [55]. Com o auxílio dos operadores do sistema de distribuição (em inglês com a sigla DSO - Distribution System Operator) o projeto alcançou três campanhas de recolhas de dados, num total de vinte e três (23) projetos de medição em quinze (15) países europeus (Portugal (EDP Distribuição), Roménia, Espanha, Itália, Bélgica, Hungria, Holanda, Áustria, Finlândia, Suécia, Dinamarca, Polónia, Letónia, Bulgária e França), consistindo na instalação de quarenta e um Figura 6.9 - Arquitetura da demonstração de Évora [54] 6.3 – Projeto Meter-ON 73 milhões (41 000 000) de contadores e espera-se que em 2020 sejam instalados mais de cem milhões (100 000 000) [55]. O projeto permitiu tirar conclusões específicas para cada grupo da audiência alvo. No entanto, tendo em conta o teor da dissertação, apenas as conclusões referentes aos DSOs são as mais relevantes. As conclusões foram as seguintes [55]:  A obrigação de satisfazer as necessidades de diferentes tipos de consumidores força os DSOs a instalar equipamento com níveis de desempenho e funcional em linha com as mesmas necessidades dos clientes;  Os DSOs podem empreender iniciativas para melhorar o envolvimento do consumidor nos projetos, também adaptando a sua abordagem ao serviço corrente;  O envolvimento de vários tipos de consumidores com diferentes caraterísticas em projetos é uma boa oportunidade para promover iniciativas;  Os DSOs decidiram encriptar os dados em todas as comunicações com algoritmos de modo a garantir um elevado nível de segurança;  No estudo de todos os casos, o método de comunicação mais usado entre os contadores e o concentrador é Power Line Communications (PLC). Já para as comunicações entre concentradores e sistemas centrais, General Packet Radio Service (GPRS) é o mais usado. As vantagens destas tecnologias é que são tecnologias já bem conhecidas, robustas e de fácil implementação;  O inventário e topologia da rede têm de ser controlados pelos DSOs de modo a garantir a qualidade dos dados e sucesso da solução adotada;  A informação do Geospatial Information Solution (GIS) tem de ser coerente e atualizada, de modo a permitir uma eficiente implementação do plano. Os sistemas de medição inteligente permitem ter variadas funções. Neste projeto, segundo a regulação do mesmo, estes sistemas deveriam ter pelo menos as seguintes funções [55]:  Fornecer leituras diretamente ao consumidor;  Atualizar as leituras frequentemente para permitir que a informação a usar atinge a redução de custos;  Permitir leitura remota pelos operadores;  Fornecer comunicações two-way entre o sistema de medição e redes externas para manutenção;  Permitir que leituras sejam suficientemente frequentes para a informação ser usada pelo planeamento da rede;  Suportar sistemas de tarifas avançadas;  Permitir controlo remoto do fornecimento, ou fluxo, ou limitação de energia;  Fornecer comunicações seguras;  Prevenção e deteção de fraude;  Fornecer importação/exportação e medição reativa. Como foi dito anteriormente, estas são as funcionalidades que os sistemas de medição inteligente devem ter. No entanto, podem ter mais funcionalidades, caso o fornecedor e/ou os operadores o assim desejem. 80 Smart Grid na EDP Distribuição 80 6.7 – Projeto Ecogrid O projeto Ecogrid é mais um projeto em que a EDP Distribuição fez parte do consórcio e é o último a ser referenciado na dissertação. Teve início a Março de 2011 e terminou em Agosto de 2015. O seu propósito foi demonstrar a operação do sistema energético com alta integração de fontes de energia renováveis [61]. A demonstração tomou lugar em Bornholm, uma ilha dinamarquesa, onde mais de cinquenta por cento (50%) da eletricidade consumida foi coberta pela produção a partir das fontes renováveis [61]. O objetivo do projeto foi desenvolver e demonstrar, em larga escala, um conceito de mercado em tempo real para as redes de distribuição, com grande integração das energias renováveis e uma ativa participação por parte dos consumidores. Foram cobertos os seguintes temas [61]: Figura 6.14 - Arquitetura do projeto Ecogrid [61] 6.7 – Projeto Ecogrid 81  Design e implementação do conceito, cobrindo todos os aspetos desde as tecnologias de informação e comunicação e sistemas de controlo;  Preparação da demonstração;  Execução da demonstração, com aproximadamente dois mil (2 000) participantes;  Estabelecimento de uma estratégia de replicação dos resultados do local da demonstração para outras regiões;  Disseminação ampla e consistente dos resultados a outros operadores e fabricantes não envolvidos no projeto;  Início da normalização das arquiteturas e interfaces para integração das fontes renováveis. A ideia fundamental do conceito de mercado é equilibrar o sistema elétrico, emitindo repetidamente um sinal de preço para os recursos flexíveis responderem. Este sinal é continuamente atualizado para manter o sistema equilibrado, aumentando o preço quando há um défice de energia no sistema, ou seja, maior procura do que oferta ou vice-versa (mais oferta, menos procura, logo descida nos preços). A demonstração deste conceito foi dividida em três fases [61]: Figura 6.15 - Conceito do mercado do projeto Ecogrid [61] 82 Smart Grid na EDP Distribuição 82 1) Fase “Preços em Tempo Real”: aqui foram implementados e testados os conceitos mais básicos dos dispositivos flexíveis a responder a um sinal de preço em tempo real; 2) Fase “Mercado em Tempo Real”: nesta fase, o conceito anteriormente estabelecido foi expandido com a determinação do preço energético e uso perante a resposta às provisões (maior procura, maior oferta, etc.); 3) Fase “Redes de Distribuição Inteligentes”: nesta última fase foram acrescentadas o conceito de preço local para fornecer aos mercados como também a gestão de congestionamento da rede. A demonstração deste conceito de mercado permitiu observar que [61]:  Existe uma resposta significativa à procura, a ser obtida pelos equipamentos elétricos através do seu controlo autónomo;  Um sinal de preço em tempo real pode ser usado para ativar o potencial do sistema energético;  A resposta à procura pode ser prevista, embora com alguma incerteza, resultando assim numa melhor eficiência na operação do sistema. A execução da demonstração do conceito do mercado permitiu também mostrar os seus inconvenientes. Não foi possível obter sucesso em solucionar o congestionamento dos feeders, como também os consumidores sem equipamento autónomo não exibiram resposta à procura. Conclui-se que o conceito de mercado é uma ferramenta potencialmente eficiente para ativar o lado da procura no mercado elétrico e particularmente utilizada para equilibrar o sistema. É necessário ter um cuidado especial aquando a criação dos algoritmos de mercado, considerando as interações em tempo real [61]. No geral, o projeto foi um sucesso pois permitiu atingir os seus objetivos e criou valor para a sociedade como também para os parceiros envolvidos. A experiência obtida pode ser valiosa no futuro para os operadores do sistema elétrico e fabricantes, tempo em que o sistema elétrico usará maioritariamente fontes de energia renovável [61]. Capítulo 7 Conclusões e Trabalhos Futuros Neste capítulo, apresenta-se as conclusões adquiridas ao longo do trabalho, como também é referenciado sugestões de trabalhos futuros. 7.1 – Conclusões A realização deste trabalho permitiu atingir os objetivos delineados na introdução. Sendo assim, com a conclusão da dissertação, foi possível compreender o que são as Smart Grids, qual o papel da automação distribuída e a maturidade destas tecnologias nos tempos correntes. As Smart Grids consistem em redes energéticas mais eficientes, eficazes, ecológicas e inteligentes. Tiram partido da computação para alcançarem estas caraterísticas, como também permitem aos consumidores terem conhecimento dos seus consumos e estado da rede, a partir da sensorização instalada. É importante realçar que estas redes não são uma nova rede, ou seja, não são construídas de raiz. As Smart Grids assentam sobre a rede elétrica existente. São um outro nível de infraestrutura e equipamentos que se sobrepõe à rede, tendo como função recolher dados sobre a mesma e posteriormente otimizá-la, em função dos mesmos dados recolhidos. Por outras palavras, trata-se de uma infraestrutura de suporte, ou seja, acrescenta “inteligência” à rede atual. A automação distribuída permitiu o desenvolvimento de aplicações de monitorização, controlo e proteção para as Smart Grids. A aplicação mais importante desenvolvida é o SelfHealing, que permite restabelecer a energia à rede, de forma autónoma, após a ocorrência de um defeito. A implementação de esquemas de controlo distribuídos permite aumentar a escalabilidade das redes de distribuição. Por exemplo, através da automação distribuída é possível massificar a integração de fontes de geração renováveis. Esta massificação deve-se ao sistema de controlo avançado instalado na rede de distribuição, que permite otimizar as fontes de energia distribuídas e também os ESSs. Este sistema é possível apenas com a instalação de IEDs e elevada sensorização, frutos da automação distribuída. Desta forma, a rede torna-se mais 84 Conclusões e Trabalhos Futuros 84 ecológica e há uma maior distribuição dos pontos de geração. Assim, a geração de energia não é tão centralizada. No âmbito das redes de distribuição, considera-se automação distribuída a automação que se aplica ao longo da rede, nomeadamente na MT (ao longo dos feeders, seja em PST ou em OCR). A automação nas subestações, nas soluções SAS, encontra-se distribuída pela instalação em diversos IEDs pelo que, no âmbito da automação industrial, de facto é distribuída. Mas no âmbito de uma rede de distribuição, na verdade é centralizada numa única instalação, que é a instalação de primeiro nível da rede elétrica de distribuição (AT/MT). As manobras na rede MT ao nível da subestação (por automação ou manuais) torna indisponível a totalidade do feeder (logo, retiram a alimentação aos clientes) sem permitirem flexibilidade (isolamento do troço em defeito ou alimentação recursiva de partes mesmo feeder), daí a necessidade de dotar de pontos de manobra e automatizar a rede entre a subestação e os locais de entrega em BT. Isto é possível com soluções avançadas, através de IEDs a controlar os equipamentos de manobra, que comunicam com a subestação ou com os sistemas centrais (servidores ao nível do SCADA/DMS). Em resumo, a automação distribuída representa a evolução das tecnologias de controlo ao longo da rede de distribuição. Pretende instalar IEDs não só nas subestações (permitindo a realização das aplicações instaladas nas SAS), mas também ao longo da rede MT. Permite que os dispositivos individuais monitorizem as condições de operação e façam os devidos ajustes, de modo a melhorar e otimizar o desempenho da rede energética. O investimento nestes equipamentos inteligentes é menor quando comparado com as soluções clássicas, tais como substituição de linhas de MT e BT e transformadores. Em termos de custo-benefício, a instalação dos IEDs é vantajosa, pois o dinheiro investido é facilmente recuperado, devido aos menores tempos de interrupção do sistema, à manutenção dos ativos ao estritamente necessário e no devido tempo, entre outros fatores acarretados perante as vantagens destes equipamentos. Na ausência da automação distribuída, os operadores da rede teriam a responsabilidade de identificar as anomalias e intervir sempre que necessário, o que diminuiria a eficiência, a fiabilidade e a segurança do sistema. A análise dos diversos projetos permitiu estudar a maturidade das Smart Grids e das aplicações da automação distribuída. Através dos projetos analisados, conclui-se que as tecnologias Smart Grid são aplicáveis e que estas trazem definitivamente um melhor serviço ao consumidor. No entanto, algumas delas ainda não atingiram totalmente a maturidade, como os mercados em tempo real. Uma vez que as Smart Grids têm uma forte componente virada para o consumidor, é necessário que haja uma maior promoção destas redes. Só assim os consumidores terão noção das Smart Grids e assim poderão tirar proveito delas. As fontes de energias renováveis são bastante vantajosas, pois são ecológicas e permitem reduzir os custos de operação. No entanto, a massificação da sua integração acarreta problemas devido à sua imprevisibilidade. Desta forma, torna-se necessário a criação de sistemas de previsão, algo ainda num estado em desenvolvimento. Conclui-se também que a integração dos veículos elétricos está também numa fase um pouco imatura. Neste momento, a rede apenas suporta um pequeno número de veículos ligados simultaneamente. Por fim, conclui-se que a EDP Distribuição está no bom caminho no que toca às Smart Grids. A EDP Distribuição comporta-se ao mesmo nível dos restantes operadores de distribuição europeus. As dificuldades que atravessa são as mesmas que nos outros operadores, que se devem ao estado das tecnologias usadas. Grande parte dos projetos de Smart Grid analisados 7.2 – Trabalhos Futuros 85 têm uma componente de automação distribuída e o próprio sistema de cotação citado no capítulo 5 secção 5.1, dá relevância ao tema, uma vez que este é central dentro da Smart Grid. Por outras palavras, não há Smart Grid sem automação distribuída. Na EDP Distribuição este tema está a ser desenvolvido e representa grande parte do projeto-piloto da Batalha, o que denota que o operador de rede está a inovar na Smart Grid e também na componente de automação distribuída. 7.2 – Trabalhos Futuros No que diz respeito a trabalhos futuros, espera-se que a EDP Distribuição estenda as suas soluções, tais como o FDIR na Batalha, a outras localizações. Para isso é necessário investir em sensorização por toda a rede de distribuição. A massiva integração das fontes renováveis e dos veículos elétricos, também são trabalhos a desenvolver, mas com uma menor prioridade, pois as tecnologias associadas ainda estão num estado um pouco imaturo. Uma outra recomendação seria a implementação de projetos-piloto em diversas localidades para maior sensibilização das Smart Grids aos consumidores. Por fim, no que diz respeito ao Self-Healing, seria interessante a EDP Distribuição explorar as soluções demonstradas no capítulo 3 (tais como o controlo, aplicação dos modelos matemáticos e os Multi Agent Systems) em futuros projetos FDIR, ou até mesmo no projeto da Batalha. 86 Conclusões e Trabalhos Futuros 86 Referências [1] Uluski, R. W. 2010. "The Role of Advanced Distribution Automation in the Smart Grid". [2] Schneider Electric USA, Inc. June 2012. "Preparing for Distributed Energy Resources". [3] EDP Distribuição – Energia, S.A. 2014. "Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Distribuição". [4] Jackson K Prajapati, Shabbir Ghadiali and Darshan R Vora. 2012. "Smart Grid –A Vision For The Future". International Conference On Advances In Engineering, Science And Management. [5] Brown, Richard E. 2008. "Impact of Smart Grid on Distribution System Design". IEEE. [6] Juan Diego Nieto, Daniel Remon, Antoni M. Cantarellas, Cosmin Koch-Ciobotaru, Pedro Rodriguez. 2015. 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