Administração Indústria

Discutindo as vantagens da supervisão de sistemas elétricos na indústria de petróleo como fator de estímulo para a produção

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Vando Lima da Cruz[1]

Resumo: Durante muito tempo não ocorreram investimentos na geração e distribuição de energia elétrica no Brasil e por este motivo, agravado por um grande período sem chuvas, um racionamento de energia foi elaborado às pressas, na passagem de 2000 para 2001. A partir deste momento, iniciou-se um plano de privatizações visando um aumento na produção de energia. Porém não basta apenas produzir, mas produzir com qualidade e confiabilidade. Ao longo dos anos vários trabalhos têm sido propostos utilizando técnicas computacionais modernas para implementação de ferramentas avançadas de automação com o objetivo de auxiliar os profissionais da operação de sistemas elétricos no processo de tomada de decisão.

Palavras-Chave: Confiabilidade, eletricidade, monitoração, produtividade.

  1. INTRODUÇÃO

 

A história nos mostra que a produção sempre foi vista como o principal motivo de grandes investimentos na indústria.

Este fato não ocorre de diferente forma na indústria do petróleo. Os investimentos são sempre maiores, para que se mantenha e aumente cada vez mais a produção.

É um fato por demais conhecido o aumento contínuo do consumo de energia devido ao crescimento populacional e ao aumento de produção pelas indústrias. Isso exige planejamento antecipado e execução de políticas econômicas governamentais para suprir, a tempo, as necessidades de expansão da produção de energia.

Durante os últimos dois anos de governo do então presidente Fernando Henrique Cardoso, tivemos no Brasil uma crise sem precedentes no sistema energético brasileiro, a qual foi chamada de “apagão”.

A crise ocorreu por falta de planejamento e ausência de investimentos em geração e distribuição de energia, e foi agravada pelas poucas chuvas. Com a escassez de chuva, o nível de água dos reservatórios das hidroelétricas baixou e os brasileiros foram obrigados a racionar energia.

Após toda uma década sem investimentos na geração e distribuição de energia elétrica no Brasil, um racionamento de energia foi elaborado às pressas, na passagem de 2000 para 2001. O governo FHC foi surpreendido pela necessidade urgente de cortar em 20% o consumo de eletricidade no País. Estipulou benefícios aos consumidores que cumprissem a meta e punições para quem não conseguisse reduzir seu consumo de luz. No final de 2001 felizmente choveu às catadupas e o racionamento pôde ser suspenso em fevereiro de 2002.

Todos sofreram com o “apagão”, pois a produção diminuiu e com isso o nível de emprego no país.

Mesmo com energia disponível para a produção, é necessário analisar a qualidade e estabilidade do sistema elétrico, pois interrupções no sistema de fornecimento podem gerar grandes prejuízos à indústria.

A existência de um sistema elétrico para a produção na indústria do petróleo não garante a produção ininterrupta.

Para uma produção ininterrupta é necessário um sistema elétrico confiável e um sistema de supervisão que possibilite ações de correção no sistema elétrico antes da ocorrência de qualquer falha.

Devido à pressão cada vez maior para aumento da produção, o sistema elétrico deve ser cada vez mais confiável e estável.

A escolha do tema para este artigo se deve ao fato de unir a experiência profissional do autor à necessidade de o mercado discutir mais profundamente o assunto.

Este trabalho visa discutir as vantagens da supervisão de sistemas elétricos na indústria de petróleo como fator de estímulo para a produção.

2. DESENVOLVIMENTO

A liberalização econômica do setor elétrico brasileiro, que ficou conhecida como sua “reestruturação”, inseriu-se no âmbito do antigo Programa Nacional de Desestatização (PND), representando um dos mais importantes eixos para a política de reforma institucional e ajuste econômico, nos moldes exigidos pelo Fundo Monetário Internacional, desenvolvido na esfera de governo federal na década de 1990 – e descentralizado de forma sistemática, em certo sentido, para os estados da federação. Almejado desde o governo Collor de Mello, o processo de reestruturação do setor elétrico ganhou ímpeto e urgência no primeiro governo Fernando Henrique Cardoso, vindo a representar, por suas ambiciosas metas, praticamente o carro-chefe do programa de desestatização daquele governo.

Sob a justificativa da crise institucional e econômica do Estado brasileiro, e com base em argumentos tais como ampliação do atendimento com maior qualidade e menores tarifas, idealizou-se uma profunda e radical quebra de paradigma setorial, com a adoção de um modelo baseado em: desverticalização da indústria, distinguindo-se segmentos monopolistas (regulados) – transmissão e distribuição – e não monopolistas – geração, comercialização; privatização, e instituição de um modelo comercial baseado em comportamento competitivo dos agentes, e regulação técnica e econômica (independente) das atividades do setor. Conquanto não representasse a única alternativa, teórica ou operacional, para enfrentar os problemas que ocorriam e, tampouco, a forma mais adequada às características do sistema elétrico brasileiro, este modelo foi implementado, desconsiderando as manifestações contrárias ao longo do processo.

Situando o marco inicial da reforma em 1993, ano da promulgação da Lei 8.631[2], ou em 1995, ano da regulamentação das concessões do serviço público e do início das privatizações no setor, fato é que, em menos de uma década, os resultados alcançados pela pretensa reestruturação não apenas foram pífios, do ponto de vista macroeconômico, como redundaram em prejuízos concretos à economia do país e à população, sobretudo a de mais baixa renda. De um ponto de vista objetivo podem-se destacar, logo de início, os baixos valores alcançados na venda das concessões, diante do valor econômico das empresas; a perda da qualidade dos serviços, com a dispensa maciça de corpos técnicos amplamente qualificados em décadas de formação do setor; o aumento progressivo das tarifas, sobretudo no segmento residencial, favorecendo a ampliação da exclusão, e, por fim, a queda acentuada dos investimentos em expansão e manutenção dos sistemas de geração e distribuição, tanto por aspectos concernentes às características da política econômica adotada (investimentos como déficit público), como pela alegação de falta de atratividade, mediante os excessivos riscos da prestação desses serviços no país. Do ponto de vista estratégico, a perda foi ainda maior, com a renúncia, pelo Estado, de seu papel de planejador e orientador de políticas em um setor de vital importância para o desenvolvimento social e econômico do país.

Após quase uma década de reformas, as promessas de ampliação de oferta, qualidade, confiabilidade e preços compatíveis com a realidade não se realizaram. Ao contrário disso, a exacerbação de um ambiente de incerteza e falta de regras claras, diante de um precipitado processo de desverticalização e privatização já, então, em curso, levou, entre os anos de 2001/2002, a um racionamento de 25% do consumo de eletricidade, sob condições hidrológicas normais (3 anos com afluências acima da média e 2 abaixo da média), que afetou o crescimento econômico e as condições de vida de toda a sociedade.

Como conseqüência das medidas introduzidas no âmbito da questão tarifária desde o movimento preparatório para as privatizações que se seguiriam, a partir de 1995, perdeu-se, progressivamente, a lógica de estímulo ao desenvolvimento social e econômico, proporcionado por políticas de subsídios regionais, setoriais e de redistribuição de renda sem compensações afirmativas. O aumento do preço do insumo favoreceu a perda de competitividade nos setores produtivos e o aumento de inadimplência e do déficit social junto à população.

O “seguro-apagão”, cerca de R$ 6 a 7 bilhões, o repasse das compensações outorgadas a distribuidoras e geradoras por supostos prejuízos decorrentes da redução de consumo causada pelo racionamento, e a renda decorrente dos aumentos acima da inflação, resultaram em ganhos consideráveis. Um ônus pesado, a considerar que o usuário foi punido pela restrição do consumo, e por pagar pela energia não consumida o triplo de seu preço normal.

Embora para seus idealizadores as causas da escassez de energia enfrentada pelo país tenham-se devido à inconclusa implementação do modelo vigente, dada a permanência de grande parte da geração sob gestão estatal, ou as causas naturais, como a estiagem, a falta de investimentos em geração e transmissão de energia elétrica foi o motivo real. No período 1991-2000 a demanda de energia cresceu em média 4,1% ao ano, enquanto a oferta cresceu apenas 3,3%. A defasagem entre oferta e demanda se acentuou a partir de 1995, superando os 10% acumulados na década. A questão é clara: faltou expansão. A capacidade total de reservação se expandiu abaixo do necessário, devido à falta de investimento em produção de energia (usinas). Por um lado, as empresas estatais foram impedidas de investir, como parte do cumprimento dos acordos do país com o FMI, por outro, o capital privado que aqui aportou investiu preferencialmente, com a anuência do governo, em capacidade existente, agregando pouquíssima nova capacidade ao sistema.

Diante desse cenário, a fim de atender à demanda crescente, entre 1994 e 2000, os reservatórios foram progressivamente deplecionados. Não obstante os argumentos de que a crise de abastecimento deveu-se a uma seca sem precedentes, as afluências dos anos hidrológicos 2000 e 2001 ficaram, respectivamente, apenas 12% e 5% abaixo da média histórica, oscilações que seriam perfeitamente gerenciáveis caso a operação do sistema hidráulico fosse feita de acordo com os fundamentos para os quais ele foi projetado e construído. E ressaltando-se: cujos custos de construção e operação eram adequadamente refletidos pelas tarifas pagas pelos consumidores. Perdeu-se, concomitantemente, a confiabilidade dos sistemas de geração de eletricidade, mantida através do estoque estratégico de energia sob a forma de água reservada.

Na região Sudeste, cujos reservatórios representam 68% da capacidade de armazenamento do país, até 1993 verificava-se mais de 95% da capacidade preenchida, em todos os anos, ao final do período chuvoso. Em 2001, no final do período de chuvas, ficaram abaixo de 34%, resultado eloqüente do fracasso da implementação do novo modelo setorial. O estoque do sudeste foi continuamente consumido a partir de 1995, até ser reduzido ao patamar inédito de 19% em novembro de 1999. Tal situação, que mereceria providências imediatas, assistiu inerte ao advento do período chuvoso (final de 1999, início de 2000) com o qual normalmente há uma recuperação dos níveis dos reservatórios, servindo ao pretexto do adiamento das providências para o 2° semestre do ano 2000. Todavia, precipitações acima da média a partir de setembro/2.000, ensejaram nova postergação das imprescindíveis decisões, sob a minimização da transparência quanto à crítica situação do setor, que foi afinal denunciada pelo fim do período chuvoso, em março/abril de 2001. O vertiginoso aumento do déficit de capacidade instalada de geração e transmissão era do conhecimento das empresas concessionárias que preferiram, junto com as autoridades do setor elétrico, apostar que os próximos períodos chuvosos recuperariam os níveis dos reservatórios, mascarando a real situação, possivelmente até na expectativa de se aproveitar das oportunidades de negócios que tal condição proporcionaria.

O mesmo descompasso ocorreu com a transmissão, como ficou evidente nos blackouts de 1999 e 2002. No fim de 2000 e início de 2001, a água vertida em excesso (que deixa o reservatório da usina sem gerar energia) em Itaipu poderia ter aliviado a crise, pois teria possibilitado uma economia nos demais reservatórios do Sudeste. A falta da 3ª linha de Itaipu inviabilizou esta solução. A energia importada da Argentina, 1 GW[3], também não foi utilizada como poderia, por falta de capacidade de transporte (transmissão) de eletricidade do Sul ao Sudeste.

Após anos de postergação dos investimentos em nova capacidade de geração e transmissão, a situação de crise e ameaça de racionamento se concretizaram no início de 2001. Devido às características intrínsecas ao modelo e à condução das reformas, o setor energético voltou a ser, 50 anos depois, um importante gargalo ao crescimento do país. Para a sociedade, a energia mais cara é aquela indisponível, o déficit. Mais do que chuva, faltou política e ação para fazer cumprir a legislação, pelos agentes públicos e privados, na área de energia, no Brasil, deflagrando uma crise anunciada.

2.1. –  PROBLEMAS DA MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA

Diante do colapso do modelo setorial ainda vigente e da persistência dos motivos que originaram a necessidade de reforma, o marco regulatório necessita tornar claro o que é serviço público — atendimento das necessidades de energia elétrica dos consumidores cativos — e o que não é, ou seja, atividade econômica de exploração dos serviços de energia pelos produtores independentes ou para uso próprio. As bases de um novo modelo setorial devem partir do questionamento: (i) da viabilidade da competição em torno de um produto homogêneo e indiferenciado com altos custos fixos (energia elétrica), agravada, no Brasil, pelas afluências hidrológicas sujeitas a profundas variações ao longo do tempo; (ii) da capacidade de auto-regulação, pelo mercado, que viabilize a expansão dos sistemas elétricos.

As dúvidas acerca da viabilidade e efetividade da competição como instrumento de melhoria da qualidade e de redução de preços no caso da prestação de serviços de eletricidade são relevantes. Questiona-se, com base nas prescrições da teoria econômica e na análise de casos, a viabilidade da competição em indústrias produtoras de bens ou serviços homogêneos e indiferenciados sob condição de altos custos fixos. Trata-se, exatamente, da situação do setor elétrico. Não se pode diferenciar o produto, no caso, o fluxo elétrico, o KWh[4], pela origem (térmica, hidráulica, nuclear, usina nova ou antiga), nem pela reputação dos produtores. Quanto aos custos fixos, especialmente no caso das usinas hidráulicas, novas ou privatizadas, representam a porção mais significativa dos dispêndios totais. Uma vez realizados os investimentos, poucas são as possibilidades de reduzir custos atuando apenas na operação e na gestão, incluindo a aquisição de combustíveis. Como estratégia, resta a atuação, por diversos mecanismos, sobre o controle da oferta de energia e/ou sobre seus preços. Encontram-se registrados muitos casos relevantes desse tipo de comportamento anticompetitivo, tais como os de manipulação do preço do milho e o da desregulamentação dos transportes aeroviários, nos Estados Unidos; e os mercados atacadistas de eletricidade, na Inglaterra, Argentina e Califórnia. Num quadro de escassez da oferta e demanda reprimida, como o do Brasil, as oportunidades de abuso de poder de mercado, através de manipulação de preço ou de oferta, podem assumir dimensões inusitadas.

O sistema brasileiro é majoritariamente hidráulico, com participação térmica apenas em complementação. O planejamento de operação está condicionado pela aleatoriedade das afluências hidrológicas, despachando-se térmicas apenas diante da expectativa de exaustão dos reservatórios.

Apesar de constituído por empresas independentes, rateia, na proporção das capacidades de cada uma, os déficits e superávits energéticos observados na operação interligada. Igualmente, rateia por todas elas os gastos incorridos com combustíveis nas unidades termelétricas. Em momentos de escassez de oferta, o mercado competitivo expõe os consumidores, especialmente os cativos, a enormes riscos. As salvaguardas e os mecanismos de garantia, de forma geral, além da capacidade de pressão e articulação dos agentes do mercado, permitem sua proteção, e mesmo o ressarcimento de seus prejuízos eventuais, não havendo, entretanto, garantia de benefícios ao consumidor quando ocorrerem lucros. A garantia do equilíbrio econômico e financeiro, inscrita no contrato de concessão, e o ritual dos processos de reajuste e revisão, num quadro de assimetria de informações e de poder de pressão, favorável às concessionárias, são instrumentos de proteção dos seus próprios interesses.

Um problema inerente à liberalização dos serviços de energia elétrica no mundo inteiro consiste no abuso de poder de mercado, levando à extração de rendas extraordinárias.

No caso do Brasil, além das rendas decorrentes da exploração de monopólios, o modelo propicia a apropriação da renda hidráulica, resultante da diferença entre o valor econômico da energia elétrica e o custo de produzi-la, muito inferior. Estimando-se um custo médio aproximado de geração de R$50,00/MWh[5] (média nacional), e um valor econômico, a preços atuais de mercado, situado em torno de R$100,00/MWh, o diferencial resultante, R$50,00/MWh, multiplicado pela produção anual, de cerca de 300 milhões de MWh/ano, redunda em receitas da ordem R$15 bilhões/ano, que representam a renda em disputa no setor elétrico brasileiro, atualmente.

O aproveitamento integral dos recursos hídricos, calcado em procedimentos de gestão racional de bacias e micro-bacias é uma prática em expansão, mundialmente, diante da importância da preservação das águas, em quantidade e qualidade. O Código de Águas, concebido no Brasil no início do século XX, buscou manter a prerrogativa da gestão das águas com o poder público, tendo em vista o potencial econômico e social representado pelos rios nacionais e a temeridade de expor tal recurso à gestão exclusivamente privada, então em predomínio. As diversidades regional característica do país; as desigualdades sociais, que não permitem prescindir das oportunidades de geração de emprego e renda; a preservação ambiental e os graves problemas de saúde pública decorrentes de poluição hídrica exacerbam a necessidade de evitar os conflitos de uso. A “Lei das Águas” (lei 9.433/97), preferencialmente, preconiza que a gestão dos recursos hídricos proporcione sempre os usos múltiplos da água, priorizando, em situações de escassez, o abastecimento humano e a dessedentação animal. Entre as possibilidades de usos incluem-se controle de cheias; transporte de passageiros e cargas; irrigação; piscicultura; recreação; incentivo ao turismo; conservação do meio ambiente, e produção de eletricidade. O atual modelo do setor elétrico ignorou essa condição, que presidiu todo o período de formação do parque hidrelétrico do país como fator de promoção do desenvolvimento regional, ao prever a transferência de sistemas de geração ao setor privado, entregando, ao mesmo tempo, o direito de, dentro de suas premissas, gerir os recursos hídricos associados.

Na lógica do modelo vigente, a contradição entre a visão expressa pela política de recursos hídricos – que condiciona seu aproveitamento ao interesse coletivo, com gestão compartilhada – e os princípios e a lógica das concessões dos potenciais hidrelétricos para produção independente de energia, num ambiente concorrencial sob a hegemonia do capital financeiro, resolve-se em favor deste. Esta condição, além de facilitar, potencialmente, graves restrições ao interesse geral, representa concretamente a apropriação privada da renda hidráulica. Um exemplo clássico do conflito de interesses consiste na própria definição de energia assegurada, que concede prioridade, no longo prazo, para a comercialização dos montantes previstos em contrato. Alterações desses montantes em função do surgimento de outras demandas (como os projetos de irrigação, no Rio São Francisco) implicarão em conflitos, passíveis de mediação por agentes exógenos ao setor.

Um dos pilares do atual modelo, a liberdade de os consumidores escolherem a concessionária da qual comprariam energia, na verdade embute uma armadilha. Os grandes consumidores, com escala que justifique os esforços, poderão exercer sua liberdade, buscando novas opções, como autoprodução, mudança de combustíveis, negociar suprimento favorável com produtores independentes, ou ainda, barganhar melhores condições junto à distribuidora local, a cuja rede estão conectados. Porém, os consumidores menores, tipicamente residências e pequenos e médios estabelecimentos comerciais e industriais, teriam pouca margem de manobra ou condições efetivas para exercitar sua liberdade. Por outro lado, para manter os maiores consumidores, as distribuidoras locais (na prática, a única opção dos pequenos) tenderiam a oferecer condições favoráveis e benefícios na estrutura tarifária, devidamente homologada pelo regulador em nome do equilíbrio econômico-financeiro da concessão, que acabariam sendo pagos pelos pequenos. O resultado previsível, da pressuposta liberdade de escolha, seria o aumento da exclusão e da transferência de renda, e a redução do acesso ao consumo de eletricidade.

2.2. – TÉCNICAS COMPUTACIONAIS DE APOIO À TOMADA DE DECISÃO NA INDÚSTRIA

Em um passado não muito distante, contávamos com relés eletromecânicos para identificação de falhas ocorridas no sistema elétrico e isto, evoluiu para uma crescente utilização de sofisticados sistemas de informação para supervisão e controle dos sistemas Elétricos, com aplicação de relés multifunção baseados em microprocessadores, e sistemas SCADA (Supervision Control And Data Acquisition Station) distribuídos, tem contribuído para o aumento da segurança e da confiabilidade dos sistemas elétricos.

No entanto, para os profissionais da operação, a tarefa de análise e diagnósticos de faltas tornou-se complexa. Após uma ocorrência nos modernos sistemas elétricos, as faltas são analisadas com base nas informações disponibilizadas pelos sistemas SCADA[6]. Neste processo, o profissional deve analisar e identificar as possíveis causas da falta, e tomar a decisão de restabelecer o sistema elétrico com segurança e em tempo hábil. Apesar de comum, esta é uma tarefa estressante e complexa que pode demandar longo tempo em caso de faltas envolvendo falha no sistema de proteção, descoordenação de proteção, ou múltiplas faltas no sistema elétrico.

O sistema SCADA de subestação coleta eventos e alarmes detalhados referentes a manobras, alarmes de superação de limites, sinalizações, ordens de comando, partidas e atuações por fase e neutro da proteção, abertura e fechamento de equipamento de disjunção, rearmes, valores analógicos de tensão e de corrente de equipamentos envolvidos na falta, todos com seus respectivos registros de tempo. Para tomar a decisão de repor o sistema elétrico, o operador necessita analisar apenas os dados referentes aos equipamentos de disjunção e funções de proteção que atuaram e/ou falharam. No entanto, a massa de dados disponibilizados pelo SCADA dificulta a análise por parte do profissional de operação, podendo levá-lo a erros de interpretação ou retardar o restabelecimento do sistema. Existe, portanto, uma demanda por uma ferramenta computacional efetivamente eficiente, capaz de analisar as informações provenientes do SCADA com rapidez e exatidão.

O sistema de diagnóstico de faltas é uma ferramenta de suporte ao operador para identificação, localização e diagnóstico de faltas simples e complexas, auxiliando a área de operação das empresas de energia durante condições que demandam rapidez e precisão na tomada de decisão.

Ao longo dos anos vários trabalhos têm sido propostos utilizando técnicas computacionais modernas para implementação de ferramentas avançadas de automação para auxiliar os profissionais da operação de sistemas elétricos no processo de tomada de decisão. Dentre as ferramentas propostas têm se os Sistemas de Tratamento de Alarmes, os Sistemas de Diagnóstico de Faltas e os Sistemas de Reposição Automáticos.

Durante as últimas décadas, muitos sistemas computacionais desenvolvidos para monitoramento e controle de sistemas de potência em tempo real não foram concebidos com capacidade de expansibilidade e manutenibilidade, tornando-se obsoletos mediante a necessidade de atualização dos softwares para atender aos novos requerimentos operacionais dos sistemas de potência.

O processo de diagnóstico baseado em Relés de Proteção apresenta a vantagem de empregar modelos matriciais, de fácil manipulação e de baixo custo computacional, o que reduz o tempo de processamento e aumenta a exatidão dos resultados em relação aos complexos processos de pesquisa normalmente utilizados em outras técnicas computacionais, especialmente quando o grau de complexidade do sistema cresce.

Para a análise de falta em uma subestação em um procedimento convencional, o operador deve identificar na lista completa de eventos disponibilizada pelo sistema supervisório SCADA os equipamentos que atuaram e/ou falharam. De posse destes dados, o operador deve identificar a partir de uma análise o local e a causa da falta para tomar a decisão de repor o sistema ou chamar a equipe de manutenção para a solução do problema. No processo de diagnóstico automático, após a falta, o modelo do Sistema de Diagnóstico de Faltas, recebe os dados disponibilizados na lista de eventos do SCADA, executa a rede e apresenta as funções de proteção que atuaram e/ou falharam, a área em que ocorreu a falta e as causas primárias da mesma. Após a análise e armazenamento da marcação final (diagnóstico), o sistema é reiniciado, ou seja, retorna ao estado de espera de uma nova marcação inicial quando da ocorrência de outra falta, descartando a marcação final anteriormente encontrada.

O Sistema de Diagnóstico de Faltas centralizado é integrado a um sistema SCADA no Centro de Operação do Sistema, realizando o diagnóstico a partir das informações reportadas para este sistema. Na abordagem distribuída, os Sistemas de Diagnóstico de Faltas são integrados aos sistemas SCADA das subestações e reportam os resultados dos diagnósticos ao Centro de Operação do Sistema.

O Sistema de Diagnóstico de Faltas distribuído apresenta dentre outras as seguintes vantagens sobre o Sistema de Diagnóstico de Faltas centralizado: a) utiliza para análise apenas os dados disponíveis na subestação, otimizando e reduzindo a dimensão do sistema; b) apresenta maior confiabilidade, tendo em vista o resultado do diagnóstico não estar tão dependente do meio de comunicação; c) dispõe de informações importantes para o diagnóstico de faltas que comumente não são reportadas para o Centro de Operação do Sistema, a exemplo dos dados de partida de relé; e d) libera os canais de comunicação para outros fins uma vez que apenas o resultado do diagnóstico é transferido ao nível superior.

No método distribuído, os Sistemas de Diagnóstico de Faltas locais realizam os diagnósticos das faltas a partir dos eventos reportados pelos respectivos SCADA da subestação. Os Sistemas de Diagnóstico de Faltas geram relatórios locais às subestações, bem como disponibilizam ao Centro de Operações os resultados de diagnósticos de faltas. No Centro de Operação do Sistema, os dados de diagnósticos de faltas são disponibilizados para os operadores e reportados para um Sistema de Diagnóstico de Faltas central responsável pelos diagnósticos de faltas que envolvem subestações interligadas.

 

3. CONSIDERAÇÕES FINAIS

Este artigo visa mostrar que sob a justificativa da crise institucional e econômica do Estado brasileiro, e com base em argumentos tais como ampliação do atendimento com maior qualidade e menores tarifas, o governo da época idealizou uma profunda e radical quebra de paradigma setorial, com a adoção de um modelo baseado em: desverticalização da indústria, distinguindo-se segmentos monopolistas (regulados) – transmissão e distribuição – e não monopolistas – geração, comercialização; privatização, e instituição de um modelo comercial baseado em comportamento competitivo dos agentes, e regulação técnica e econômica (independente) das atividades do setor.

Mesmo não representando a única alternativa, teórica ou operacional, para enfrentar os problemas que ocorriam e, tampouco, a forma mais adequada às características do sistema elétrico brasileiro, este modelo foi implementado, desconsiderando as manifestações contrárias ao longo do processo.

Ao longo dos anos, vários trabalhos têm sido propostos utilizando técnicas computacionais modernas para implementação de ferramentas avançadas de automação para auxiliar os profissionais da operação de sistemas elétricos no processo de tomada de decisão.

Dentre as ferramentas propostas têm-se os Sistemas de Tratamento de Alarmes, que surgem quando há alguma falha no sistema, os Sistemas de Diagnóstico de Faltas, que mostram o motivo da falta de energia e os Sistemas de Reposição Automáticos, que tentam retornar com o sistema quando ocorre alguma falha ou falta.

Para os profissionais que operam os sistemas elétricos, a tarefa de análise e diagnósticos de faltas ou falhas tornou-se complexa. Após uma ocorrência nos modernos sistemas elétricos, as faltas são analisadas com base nas informações disponibilizadas pelos sistemas SCADA – Estação de Aquisição de Dados, Supervisão e Controle.

O profissional analisa e identifica as possíveis causas da falta, e toma a decisão de restabelecer o sistema elétrico com segurança e em tempo hábil. Apesar de comum, esta é uma tarefa estressante e complexa que pode demandar longo tempo em caso de faltas envolvendo falha no sistema de proteção, descoordenação de proteção, ou múltiplas faltas no sistema elétrico.

Muitos sistemas computacionais desenvolvidos para monitoramento e controle de sistemas de potência em tempo real não foram concebidos com capacidade de expansibilidade e manutenibilidade, tornando-se obsoletos mediante expansões, mesmo que pequenas, gerando a necessidade de atualização dos softwares para atender aos novos requerimentos operacionais dos sistemas de potência.

O processo de diagnóstico baseado em Relés de Proteção apresenta a vantagem de empregar modelos matriciais, de fácil manipulação e de baixo custo computacional, o que reduz o tempo de processamento e aumenta a exatidão dos resultados em relação aos complexos processos de pesquisa normalmente utilizados em outras técnicas computacionais, especialmente quando o grau de complexidade do sistema cresce.

As empresas passam por grandes transformações, e devem resistir à pressão que sofrem tanto da concorrência quanto de seu mercado consumidor.    Isto faz com que busquem profissionais com características que os possibilitem suportar estas pressões sem deixarem seu rendimento ser afetado.

            Um ambiente como este tem grande possibilidade de ser desestruturado por falta de investimentos em áreas da organização, que realmente necessitam como a supervisão dos sistemas elétricos.

            A indústria do petróleo têm se preparado cada vez mais, com maiores investimentos na supervisão de sistemas elétricos e capacitação de pessoal devido a sua elevada importância para a produção.

            Por mais que haja investimentos na supervisão dos sistemas elétricos como forma de se evitar a perda de produção, fica evidente que é necessário mais investimento para que este passe a ser realmente confiável.

4. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

 

http://pt.wikipedia.org/wiki/Esc%C3%A2ndalo_do_apag%C3%A3o

Acessado em 19 de outubro de 2009.

 

Sampaio Raimundo Furtado, Barroso Giovanni Cordeiro, Leão Ruth Pastôra Saraiva. Método de Implementação de Sistemas de Diagnóstico de Falta para Subestações Baseadas em redes de Petri. Revista Controle & Automação/Vol.16 no.4/Outubro, Novembro e Dezembro 2005.

Alkaim, João Luiz. Metodologia para incorporar conhecimento intensivo às tarefas de manutenção centrada na confiabilidade aplicada em ativos de sistemas elétricos. Tese de Doutorado submetida à Universidade Federal de Santa Catarina para obtenção do Título de Doutor em Engenharia de Produção. Maio de 2003.

Silva, Victor N.A.L. da et alli. Sistemas inteligentes híbridos para diagnose no COI da Cosern. VII Seminário Técnico de Proteção e Controle. De 22 a 27 de Junho de 2003.

Duarte, Alexandre Nóbrega. Tratamentos de Eventos em Redes Elétricas. Dissertação submetida à Coordenação de Pós-Graduação em Informática do Centro de Ciências e Tecnologia da Universidade Federal de Campina Grande como requisito parcial para a obtenção do Grau de Mestre em Ciências. Janeiro de 2003.

Sauer, Ildo. Um Novo Modelo Para o Setor Elétrico Brasileiro. Universidade de São Paulo. Programa Interunidades de Pós-Graduação em Energia. Dezembro de 2002.


[1] Graduando em Administração

Universidade Estácio de Sá – Macaé-RJ

vcruz7@ig.com.br

 [2] Dispõe sobre a fixação dos níveis das tarifas para o serviço público de energia elétrica, extingue o regime de remuneração garantida e dá outras providências.

[3] Gigawatts.

[4] Kilowatts por hora.

[5] Megawatts por hora.

 [6] Supervision Control And Data Acquisition Station – Estação de Aquisição de Dados, Supervisão e Controle.

 

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