TCC-FELIPE BARRETO REV 3

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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE SANTA CRUZ 
DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS E TECNOLOGICAS 
 
 
 
 
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
SELF HEALING: RECONFIGURAÇAO AUTOMÁTICA DE 
REDES DE DISTRIBUIÇÃO, CONTEXTO, TOPOLOGIAS E 
APLICAÇOES NO BRASIL. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Ilhéus, Janeiro de 2020 
Aluno: Felipe Barreto de Oliveira 
Orientador: Prof. Dr. Adjeferson Custódio Gomes 
 
 
 
 
 
 
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE SANTA CRUZ 
DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS E TECNOLOGICAS 
 
 
 
 
 
por 
Felipe Barreto de Oliveira 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso submetido à Banca 
Examinadora, como requisito parcial para a obtenção 
de título de Graduado em Engenharia Elétrica. 
Área de Concentração: Sistemas de Energia Elétrica 
Linha de pesquisa: Automação de Sistemas de 
Distribuição. 
 
Orientador: Prof. Dr. Adjeferson Custódio Gomes 
 
 
 
 
 
 
 
Ilhéus, Janeiro de 2020 
 
 II 
RESUMO 
 
A crescente integração de novas tecnologias ao Sistema Elétrico de Potencia (SEP) produz 
alterações significativas no âmbito estrutural e operacional do mesmo. No contexto do sistema de 
distribuição de média tensão (SDMT), o conceito de automação inteligente de rede (AIR) vem 
ganhando espaço na realidade das distribuidoras de energia elétrica, possibilitando a reconfiguração 
automática do sistema em caso de alteração das condições de operação. Do ponto de vista 
regulatório, os indicadores coletivos de continuidade do fornecimento de energia elétrica, definidos 
pela Agencia Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), mensuram os padrões de qualidade na 
prestação do serviço atrelados a ressarcimento de consumidores e condicionantes da manutenção 
dos contratos de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica. Melhoras 
significativas nos indicadores de qualidade do serviço podem ser obtidos por meio de técnicas de 
AIR para implantação de sistemas Self Healing que executa decisões operacionais de maneira 
autônoma e extremamente rápida, visando otimizar a detecção, isolação e restauração de faltas 
( Fault Location Isolation and Service Restoration - FLISR) reconfigurando a rede para minimizar 
o número de unidades consumidoras interrompidas com a menor quantidade de manobras possível. 
O presente trabalho estuda a arquitetura e funcionamento das múltiplas topologias de Self Healing, 
seus requisitos e benefícios sobre a ótica das distribuidoras de energia. 
 
Palavras chave: Automação inteligente de redes, FLISR, Qualidade de Energia, Self Healing. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 III 
 
ABSTRACT 
 
The increasing integration of new technologies into the Electric Power System (EPS) produces 
significant changes in its structural and operational scope. In the context of the medium voltage 
distribution system, the concept of intelligent grid automation has been gaining ground in the reality 
of electricity distributors, enabling the automatic reconfiguration of the system in case of changing 
operating conditions. From the regulatory point of view, the collective indicators of continuity of 
electricity supply, defined by the National Electricity Agency (ANEEL), measure the quality 
standards in the provision of the service linked to the reimbursement of consumers and conditions 
of the maintenance of the concession contracts of the public electricity distribution service. 
Significant improvements in quality of service indicators can be achieved through AIR techniques 
for implementing Self Healing System that execute extremely fast and autonomous operational 
decisions to optimize fault detection, isolation and restoration (Fault Location Isolation and Service 
Restoration). - FLISR) reconfiguring the network to minimize the number of interrupted consumer 
units with the least amount of maneuvering possible. The present work studies the architecture and 
operation of the multiple Self Healing topologies, their requirements and benefits from the power 
distributors optics. 
 
Keywords: Intelligent network automation, FLISR, Power Quality, Self Healing. 
 
 
 
 
 
 IV 
SUMÁRIO 
 
Lista de Abreviaturas e Símbolos ........................................................................................................ 1 
Lista de figuras ..................................................................................................................................... 2 
Lista de tabelas ..................................................................................................................................... 3 
Capítulo 1 Introdução........................................................................................................................... 4 
1.1 - CONTEXTUALIZAÇÃO ....................................................................................................... 4 
1.2 - jUSTIFICATIVA ..................................................................................................................... 6 
1.3 - Objetivos do Trabalho ............................................................................................................. 6 
1.4 - DELIMITAÇÃO DO ESTUDO .............................................................................................. 6 
Capítulo 2 DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL ............................................ 8 
2.1 - ESTRUTURA BÁSICA .......................................................................................................... 8 
2.2 - REGULAÇÃO TÉCNICA .................................................................................................... 11 
2.3 - CONDIÇÕES PARA RENOVAÇÃO E MANUTENÇÃO DO CONTRATO DE 
CONCESSÃO ................................................................................................................................ 16 
2.4 - INTRODUÇÃO SOBRE ASPECTOS ECONÔMICOS....................................................... 17 
2.5 - RADIALIDADE DOS ALIMENTADORES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ........... 18 
Capítulo 3 AUTOMAÇÃO E CONCEITOS DE SELF HEALING ................................................... 21 
3.1 - ASPECTOS GERAIS ............................................................................................................ 21 
3.2 - INTRODUÇÃO À TECNOLOGIA SELF HEALING .......................................................... 23 
3.2.1 - TOPOLOGIAS DE SELF HEALING ............................................................................. 24 
3.2.1.1 - DESCENTRALIZADA ........................................................................................... 24 
3.2.1.2 - SEMI-CENTRALIZADA ........................................................................................ 27 
3.2.1.3 - CENTRALIZADO .................................................................................................. 32 
3.2.1.4 - COMPARATIVO ENTRE TOPOLOGIAS DE SELF HEALING .......................... 32 
3.3 - GESTÃO DE SOBRECARGA COMO FUNCIONALIDADE COMBINADA AO SELF 
HEALING ....................................................................................................................................... 35 
3.4 - SISTEMAS DE COMUNICAÇÃO ...................................................................................... 36 
3.4.1 - PRINCIPAIS MEIOS DE COMUNICAÇÃO................................................................ 36 
3.4.1.1 - TELEFONIA MÓVEL ............................................................................................ 36 
3.4.1.2 - RÁDIO ..................................................................................................................... 39 
3.4.1.3 - SATÉLITE ............................................................................................................... 41 
3.4.1.4 - FIBRA ÓPTICA ...................................................................................................... 42 
3.4.2 - PROTOCOLOS DE COMUNITAÇÃO .........................................................................42 
3.4.3 - REQUISITOS PARA COMUNICAÇÃO COM O COD ............................................... 44 
 
 V 
3.5 - SECCIONADORES AUTOMÁTICOS ................................................................................ 44 
3.5.1 - RELIGADORES AUTOMÁTICOS .............................................................................. 44 
3.5.2 - CHAVES SECCIONADORAS ...................................................................................... 48 
3.5.3 - FUNÇÕES PRÉ DETERMINADAS DOS RELIGADORES ....................................... 48 
3.6 - DESATIVAÇÃO E ATIVAÇÃO DA RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA....................... 49 
3.7 - CONDIÇÕES ESPECÍFICAS DE OPERAÇÃO .................................................................. 50 
3.7.1 - MODO LOCAL .............................................................................................................. 50 
3.7.2 - EQUIPAMENTO FORA DE SERVIÇO ....................................................................... 51 
3.7.3 - FALHA DE COMUNICAÇÃO ..................................................................................... 51 
3.7.4 - BLOQUEIO DE RELIGAMENTO ................................................................................ 51 
Capítulo 4 APLICAÇÕES NO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO NO BRASIL ............................... 53 
4.1 - PROJETO PILOTO SELF HEALING SEMI-CENTRALIZADO ELEKTRO - GUARUJÁ
 ........................................................................................................................................................ 53 
4.2 - SELF HEALIONG SEMI-CENTRALIZADO ELEKTRO – MAIRIPORÃ ........................ 57 
4.3 - SELF HEALING CENTRALIZADO CEMAR – SÃO LUIS ............................................... 59 
4.4 - SELF HEALING DESCENTRALIAZDO COELBA – MORRO DE SÃO PAULO............ 63 
Capítulo 5 CONSIDERAÇÕES FINAIS ........................................................................................... 65 
Referências Bibliográficas ................................................................................................................. 67 
 
 1 
LISTA DE ABREVIATURAS E SÍMBOLOS 
AIR - AUTOMAÇÃO INTELIGENTE DE REDES 
ANEEL - AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA 
BGAN - BROADBAND GLOBAL AREA NETWORK 
COD - CENTRO DE OPERAÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO 
FLISR - FAULT LOCATION ISOLATION AND SELF RESTAURATION 
GPRS - GENERAL PACKET RADIO SERVICE 
GSM - GLOBAL SYSTEM FOR MOBILE 
IED - INTELLIGENT ELETRONIC DEVICE 
IHM - INTERFACE HOMEM-MÁQUINA 
OG - ORDEM DE GRADUAÇÃO 
PRODIST - PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO 
SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL 
RTDS - REAL TIME DIGITAL SIMULATOR 
RTP - REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 
RTU - REMOTE TERMINAL UNIT 
SCADA - SUPERVISORY CONTROL AND DATA AQUISITION 
SDBT - SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE BAIXA TENSÃO 
SDMT - SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE MÉDIA TENSÃO 
SE - SUBESTAÇÃO 
SH - SELF HEALING 
VSAT - VERY SMALL APERTURE TERMINAL 
YFA - YUKON FEEDER AUTOMATION 
 
 
 
 
 
 
 
 
 2 
LISTA DE FIGURAS 
Figura 2-1 Composição final do preço da Energia Elétrica ............................................................... 10 
Figura 2-2Circuito Simplificado da operação em paralelo entre dois alimentadores da mesma 
subestação. ......................................................................................................................................... 19 
Figura 3-1Módulo RTU Elvac para equipamentos seccionalizadores. .............................................. 25 
Figura 3-2Topologia de Self Healing Descentralizado – Falta após Disjuntor. ................................ 26 
Figura 3-3Topologia de Self Healing Descentralizado – Princípio de Funcionamento. ................... 26 
Figura 3-4Topologia de Self Healing Descentralizado – Reconfiguração. ....................................... 27 
Figura 3-5Processador de Automação RTAC SEL-3530-4. .............................................................. 28 
Figura 3-6 Arquitetura Básica do sistema de comunicação de um Self Healing Semi-Centralizado.29 
Figura 3-7 Fluxograma de Operação do RTAC 3530-4. ................................................................... 31 
Figura 3-8Arquietetura de Self Healing Centralizado. ....................................................................... 32 
Figura 3-9Modem V2COM NG2. ...................................................................................................... 38 
Figura 3-10Rádio 4RF Aprisa. ........................................................................................................... 39 
Figura 3-11Equipamento Religador em operação com comunicação via Rádio. .............................. 40 
Figura 3-12Estação transmissora e repetidora de Rádio. ................................................................... 40 
Figura 3-13 Religador operando com comunicação via satélite com antena BGAN. ....................... 41 
Figura 3-14 Comparativo entre topologias de comunicação via DNP3............................................. 43 
Figura 3-15 Religador Automático Parte Ativa e Caixa de Controle. ............................................... 45 
Figura 3-16 Estrutura de equipamento Religador montada em poste. ............................................... 46 
Figura 3-17 Ciclo de operação da função de religamento automático. .............................................. 47 
Figura 3-18 Chave Seccionadora Tripolar com isolação a gás SF6. ................................................. 48 
Figura 3-19 Representação da IHM do relé do religador Schneider. ................................................ 50 
Figura 4-1 Diagrama Unifilar plotado no YFA do sistema implantado em Guarujá. ........................ 55 
Figura 4-2 DEC Apurado no Conjunto Guarujá I de 2015 a 2018. ................................................... 56 
Figura 4-3 Arquitetura Simplificada do sistema de automação. ........................................................ 58 
Figura 4-4 Representação Geoespacial de parte da rede de distribuição de São Luis-MA. .............. 59 
Figura 4-5 Arquitetura de Comunicação do Sistema de Automação CEMAR –São Luis. ............... 60 
Figura 4-6 Fluxograma Simplificado Self Healing CEMAR – São Luis. .......................................... 62 
 
 
 
 
 
 3 
LISTA DE TABELAS 
Tabela 2-1 Características das Bandeiras Tarifárias .......................................................................... 10 
Tabela 2-2 Características dos Grupos Tarifários .............................................................................. 11 
Tabela 2-3 Divisão do nível Tarifário em Parcela A e Parcela B ...................................................... 17 
Tabela 3-1 Comparação entre Self Healing Descentralizado, Semi-Centralizado e Centralizado. ... 33 
Tabela 4-1 Comparativo de cenários antes e depois do projeto piloto na cidade de Guarujá. .......... 56 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 4 
CAPÍTULO 1 
INTRODUÇÃO 
1.1 - CONTEXTUALIZAÇÃO 
A energia elétrica é um insumo fundamental para o funcionamento da sociedade moderna. Para 
que o consumidor disponha de energia no momento que aciona um interruptor ou conecta um 
aparelho elétrico na tomada é preciso que um vasto aparato – composto por centenas de centrais 
geradoras, linhas de transmissão, subestações, linhas e transformadores de distribuição – esteja apto 
a operar de forma coordenada. O armazenamento de energia elétrica em larga escala ainda não é 
economicamente viável com as tecnologias disponíveis, portanto, sincroniza-se geração e consumo 
em tempo real (DE SOUSA, 2018). 
A interrupção no fornecimento de energia elétrica resulta em prejuízos para toda a sociedade, 
tendo em vista a grande quantidade e variedade de processos que se baseiam na eletricidade como 
processos de manutenção da vida, climatização, sinalização de trânsito, iluminaçãoe informática 
(BROADWATER, 1994). 
 A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), através de um conjunto de documentos 
denominado Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional 
(PRODIST), onde o Módulo 8, estabelece os procedimentos e indicadores de qualidade a serem 
obedecidos pelas distribuidoras de energia no que diz respeito a qualidade do serviço e qualidade do 
produto da perspectiva coletiva e individual das unidades consumidoras. Tais indicadores são 
estabelecidos pelo órgão regulador e são condicionantes para a manutenção dos contratos de 
concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica. 
Entretanto, o fornecimento ininterrupto de energia é tecnicamente inviável. Sobretudo no sistema 
de distribuição que possui uma maior extensão e está inserido nos centros urbanos. Além de 
desligamentos programados para obras ou manutenção as interrupções estão geralmente associadas 
a defeitos físicos na rede, sejam elétricos ou mecânicos, em virtude da exposição a intempéries, 
contato de vegetação com a rede, acidentes envolvendo ativos da rede, intervenção de terceiros, 
entre outras causas. Um fator agravante é que no Brasil predominam as redes de distribuição aéreas 
do tipo convencional, composta por condutores nus, sem proteção eletromecânica 
(BROADWATER, 1994). 
A estrutura tradicional do Sistema de Distribuição de Média Tensão (SDMT), é essencialmente 
radial, trazendo consigo problemas inerentes deste arranjo como o alto carregamento dos 
condutores dos trechos mais próximos às subestações e quedas de tensões acentuadas nos pontos 
mais distantes. A radicalidade característica dos alimentadores de distribuição tanto urbanos quanto 
 
 5 
rurais requer filosofias específicas de proteção visando atender os critérios de sensibilidade, 
velocidade, confiabilidade, coordenação e seletividade. O sistema de proteção deve ser eficiente na 
sua principal função, detectar e isolar curtos-circuitos com velocidade suficiente para que não haja 
danos ao sistema elétrico e risco para a população (BROADWATER, 1994). 
 Como funcionalidade adicional, o sistema de proteção através da alocação estratégica de seus 
componentes, deve ser capaz de isolar o menor trecho possível em caso de falta, visando otimizar a 
continuidade no suprimento de eletricidade. Para isso é necessário uma estrutura robusta de 
sensores, equipamentos seccionalizadores (atuadores), infraestrutura de telecomunicação e 
tecnologia da informação para composição do sistema supervisório que subsidia o monitoramento 
avançado e controle do sistema de forma remota por parte do Centro de Operação de Distribuição 
(COD) das concessionárias (BOVOLATO, 2013). 
Neste cenário, as distribuidoras de energia elétrica têm investido massivamente em dispositivos 
telecomandados capazes de seccionalizar trechos afetados por faltas e ainda restaurar trechos 
saudáveis da rede garantindo uma maior agilidade e confiabilidade na operação do sistema. Os 
investimentos no melhoramento do SEP refletem diretamente na qualidade de vida da sociedade e 
consequentemente na satisfação dos clientes em relação ao serviço prestado (HARTWRIGHT, 
COFFEY, 1995). 
A médio e longo prazo tem-se uma redução dos custos através de uma maior eficiência 
operacional, uma vez que se faz possível a otimização da alocação das equipes de manutenção para 
localização e correção dos defeitos e redução das compensações financeiras decorrentes da 
ultrapassagem dos limites de continuidade (BACELAR, 2016). 
No Brasil, a aplicação de conceitos de AIR é recente e se traduz, sobretudo, em sistemas Self 
Healing (Auto Reparação) que compreende estudos técnicos para viabilização e adequação da rede, 
obras para construção de novos alimentadores, obras para interligação entre alimentadores, 
recondutoramento de trechos visando viabilizar manobras, instalação de grande quantidade de 
novos equipamentos sensores e seccionalizadores telecomandados dispostos na rede de forma 
estratégica, relocação e atualização de parte dos equipamentos já existentes para tecnologias mais 
recentes que permitem a integração entre estes equipamentos e um sistema de controle central que 
se comunica com o sistema supervisório do COD em tempo real (BOVOLATO, 2013). 
A autorregeneração promovida por um sistema Self Healing é feita via reconfiguração 
automática da rede sem necessidade de intervenção humana, o defeito é localizado, o menor trecho 
a ser interrompido para isolação daquele defeito é definido pela lógica do controle e trechos 
saudáveis da rede são transferidos para outra fonte ativa na impossibilidade de seu suprimento 
normal tendo em vista o menor número de manobras de chaveamento (DE PAULO, 2018). 
 
 6 
A automação da rede de distribuição e conceito de Self Healing fazem parte da ideia de Smart 
Grids, o desenvolvimento futuro das soluções de automação abrirá caminho para a reestruturação do 
sistema elétrico abrangendo micro geração e gerenciamento do consumo (DE PAULO, 2018). 
1.2 - JUSTIFICATIVA 
A continuidade do fornecimento, é o fator determinante na qualidade do serviço de distribuição 
de energia elétrica. A excelência neste serviço é uma necessidade da sociedade atual que se reflete 
na redução dos limites estabelecidos pelo órgão regulador e no investimento contínuo das 
distribuidoras em estrutura e soluções de tecnologia. Um fornecimento de energia confiável é fator 
condicionante para qualidade de vida e desenvolvimento econômico de uma região 
(HARTWRIGHT, COFFEY, 1995). 
A implantação de sistemas Self Healing, representa um salto expressivo de eficiência operacional 
e confiabilidade do sistema que vem sendo realizada pelas distribuidoras, por diversas 
metodologias, a fim de consolidar uma nova era no serviço de distribuição de energia elétrica 
(SOUSA, 2015). 
 O estudo e a divulgação deste tema, se faz relevante diante da crescente expansão das aplicações 
de reconfiguração automática de redes de distribuição de energia elétrica no Brasil, que ainda são 
pouco exploradas em nível de graduação. 
1.3 - OBJETIVOS DO TRABALHO 
 Descrever os equipamentos e técnicas de automação de sistemas elétricos de potência, e 
sistemas de telecomunicação necessários para funcionamento do Self Healing; 
 Revisar a Literatura apresentando a perspectiva das distribuidoras de energia elétrica; 
 Apresentar aplicações de Sistemas Self Healing em operação no Brasil. 
1.4 - DELIMITAÇÃO DO ESTUDO 
O presente trabalho não mensura aspectos de engenharia financeira ligada à implantação das 
técnicas de AIR no SDMT em razão da ausência de dados divulgados que fomentem tais análises. 
Os dados apresentados sobre indicadores de continuidade de fornecimento de energia elétrica são de 
conhecimento público, divulgados no site da ANEEL. O estudo será limitado a soluções e 
tecnologias aplicadas a sistemas de distribuição no Brasil. 
Não são realizadas análises aprofundadas nem proposições referentes aos algoritmos de controle 
aplicados a detecção, isolação e restauração de faltas (Fault Location Isolation and Service 
Restoration - FLISR) 
 
 7 
 
 
 
 8 
CAPÍTULO 2 
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL 
2.1 - ESTRUTURA BÁSICA 
 Devido a sua crucialidade o serviço de distribuição de energia elétrica é considerado de 
relevante interesse público com vistas à satisfação de necessidades essenciais e secundárias da 
coletividade. No Brasil a distribuição de energia é realizada por empresas estatais ou privadas que 
comprovem capacidade para o seu desempenho, principalmente através de contratos de concessão 
ou permissão firmados entre as empresas e a União, através da Aneel, órgão regulador (DE 
OLIVEIRA, 2017). 
Os contratos de concessão, estabelecem regras claras a respeito de regularidade, continuidade, 
segurança, qualidade dos serviços, atendimento aos clientes e principalmente sobre as tarifas 
praticadas, de forma que o setor elétricoé tido como um dos setores mais regulados e fiscalizados 
(ANEEL, 2015). 
Atualmente, o Brasil possui 105 distribuidoras de energia elétrica, sendo 54 concessionárias e 38 
permissionárias, além de 13 cooperativas de eletrização rural, que atuam sob autorização precária e 
estão em processo de regularização para serem concessionárias ou permissionárias (ANEEL, 2018). 
A distribuição se caracteriza como o segmento do setor elétrico dedicado ao rebaixamento da 
tensão proveniente do sistema de transmissão, à conexão de centrais geradoras e ao fornecimento de 
energia elétrica ao consumidor (ANEEL, 2015a). 
O sistema de distribuição compreende a rede elétrica e o conjunto de instalações e equipamentos 
elétricos que operam em 3 níveis de tensão distintos (ANEEL, 2018): 
 
 Em alta tensão, superior a 69 kV e inferior a 230 kV, categoria conhecida como 
subtransmissão que conecta as subestações da distribuidora ao sistema de transmissão 
onde é entregue a energia comprada nas centrais geradoras; 
 
 Em média tensão, superior a 1 kV e inferior a 69 kV, categoria conhecida como SDMT 
ou rede primária de distribuição que parte das SEs da distribuidora em direção às cargas. 
Cada trecho de rede MT com ponto de conexão distinto a SE é denominado Alimentador; 
 
http://www.aneel.gov.br/distribuicao2
 
 9 
 Em baixa tensão, igual ou inferior a 1 kV, categoria conhecida como rede secundária ou 
sistema de distribuição em baixa tensão (SDBT) que faz a conexão entre a maioria das 
unidades consumidoras e equipamentos transformadores conectados ao SDMT. 
 
 
O valor monetário atribuído à tarifa de energia, tem por objetivo assegurar que os prestadores de 
serviços recebam uma receita suficiente para cobrir custos operacionais, de infraestrutura de 
geração, transmissão, distribuição e remunerar investimentos necessários para expandir a 
capacidade e garantir o atendimento com qualidade. A regulação tarifária também atua no sentido 
coibir possíveis abusos decorrente do monopólio natural formado regionalmente pela estrutura da 
rede elétrica. O valor monetário é calculado pelo órgão regulador, a ANEEL e divulgado por meio 
de uma Resolução Homologatória (ANEEL, 2017a). 
A tarifa deste serviço se divide em duas parcelas. A parcela A, denominada TE, corresponde aos 
custos de geração, transmissão de energia e encargos setoriais. A parcela B, denominada TUSD, 
corresponde aos custos referentes ao processo de distribuição. A tarifa é diferente do preço, e se 
relacionam pela Equação 2.2. O preço é composto pela tarifa acrescida percentualmente de tributos 
federais, estaduais e municipais, sendo eles PIS/COFINS, ICMS e CIP respectivamente (ANEEL, 
2017). 
𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 = 𝑃𝑎𝑟𝑐𝑒𝑙𝑎 𝐴 + 𝑃𝑎𝑟𝑐𝑒𝑙𝑎 𝐵 = 𝑇𝐸 + 𝑇𝑈𝑆𝐷 (2.1) 
𝑃𝑟𝑒ç𝑜 =
𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 
1 − 𝛴𝑝𝑒𝑟𝑐𝑒𝑛𝑡𝑢𝑎𝑖𝑠 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑡𝑜𝑠
 
(2.2) 
 
Destarte, o preço da energia elétrica varia de acordo a localização, sobretudo entre cada unidade 
federativa. Esta variação ocorre em decorrência da alta influência dos tributos na composição do 
preço final, como mostra a Figura 2.1. 
 
 10 
 
Figura 2-1 Composição final do preço da Energia Elétrica 
 Fonte (ANEEL, 2017a). 
 
Complementando estes componentes a partir de 2015 em virtude de crises hídricas, agravadas 
pela supracitada dependência do sistema elétrico brasileiro dos índices pluviométricos, foi 
implantado um sistema de bandeiras tarifárias que podem acrescer ou não no valor repassado ao 
consumidor a depender das condições da geração. As bandeiras são definidas como (ANEEL, 
2017). 
Tabela 2-1 Características das Bandeiras Tarifárias 
Bandeira Característica Acréscimo (R$/KWh) 
Bandeira Verde Condições favoráveis de geração de energia. Sem Acréscimo 
Bandeira Amarela Condições de geração menos favoráveis. R$ 0,010 
Bandeira Vermelha 
Patamar 1 Condições mais custosas de geração. R$ 0,030 
Bandeira Vermelha 
Patamar 2 
Condições ainda mais custosas de geração. 
R$ 0,050 
 Fonte: Adaptado ANEEL, 2017. 
 
O Decreto nº 62.724, de 17 de maio de 1968, que estabelecia normas gerais de tarifação para 
empresas concessionárias de serviços públicos de energia elétrica, inseriu a divisão dos 
consumidores em dois grupos: Alta Tensão (Grupo A) e Baixa Tensão (Grupo B), conforme Tabela 
2.2. O objetivo é garantir uma repartição dos dispêndios do sistema proporcional a característica de 
utilização de cada unidade consumidora. (ANEEL, 2010). 
 
 11 
Tabela 2-2Características dos Grupos Tarifários 
 
Subgrupo Característica 
Grupo A 
A1 Tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV 
A2 Tensão de fornecimento entre 88 kV a 138 kV 
A3 Tensão de fornecimento de 69 kV 
A3a Tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV 
A4 Tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV 
AS 
Tensão de fornecimento com tensão inferior a 2,3 kV, a partir de sistema 
subterrâneo de distribuição 
Grupo B 
B1 Tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, para consumidores residenciais 
B2 Tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, para consumidores rurais 
B3 Tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, para demais classes 
B4 Tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, para sistemas de iluminação pública 
Fonte: Adaptado ANEEL, 2010. 
 
Atualmente, o Grupo A, compreende consumidores atendidos com tensão igual ou superior a 2,3 
kV, ou por meio de sistema subterrâneo de distribuição em tensão secundária, e é caracterizado pela 
tarifa binômia, que considera o consumo de energia elétrica e a demanda de potência. No Grupo B 
estão as unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV, caracterizados pela 
tarifa monômia, que considera apenas o consumo de energia elétrica (ANEEL, 2010). 
O artigo 15 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, estabelece ainda uma outra categoria de 
consumidores, denominada de consumidores livres. Pertencem a esta categoria consumidores com 
carga superior a 3000k kW atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV, sendo permitido a eles a 
compra de energia em qualquer concessionário autorizado do sistema interligado nacional. Os 
demais consumidores são denominados consumidores cativos, e têm somente a concessionária local 
como opção de contratação (ANEEL,2010). 
 
2.2 - REGULAÇÃO TÉCNICA 
 
Segundo LMDM (2012, p. 1), regulação é o conjunto de técnicas e formalidades com o objetivo 
de promover a estabilidade de um determinado setor, no caso de concessões públicas como a de 
distribuição de energia elétrica, deve promover um ambiente seguro e confiável que estimule os 
investimentos, a modernização, o aprimoramento dos serviços e a modicidade tarifária à população 
atendida por estes serviços. 
Segundo a ANEEL (2018), as principais atividades da regulação da distribuição são: 
 
 12 
 Estabelecimento de regras e procedimentos referentes ao planejamento da expansão, ao 
acesso, operação e medição dos sistemas de distribuição incluindo o desenvolvimento de 
redes inteligentes e o gerenciamento do lado da demanda; 
 Estabelecimento dos indicadores de qualidade do serviço e do produto energia elétrica; 
 Regulação das condições gerais de fornecimento de energia elétrica; 
 Implementação e acompanhamento da universalização do acesso à energia elétrica; 
 Implementação e aplicação da tarifa social de energia elétrica. 
 
Os principais aspectos de qualidade na distribuição são qualidade do produto, qualidade do 
serviço, qualidade do atendimento comercial, qualidade do atendimento telefônico e tratamento das 
reclamações (ANEEL, 2016). 
No âmbito da prestação de serviço, destacam-se dois documentos, a resolução normativa 
ANEEL Nº 414/2010 Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica e o PRODIST- 
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. O PRODIST é 
composto por documentos elaborados pela ANEEL para a normatização e padronização das 
atividades técnicas relacionadas ao funcionamentodo sistema de distribuição de energia elétrica, é 
subdividido em nove módulos sendo o módulo 8 relativo a procedimentos de qualidade de energia 
(PRAMIO, 2014). 
Os indicadores estabelecidos no PRODIST – Módulo 8 são apurados individualmente por 
unidade consumidora ou coletivamente através de conjuntos de unidades consumidoras. Os 
conjuntos de unidades consumidoras são definidos de acordo com as SEs de distribuição, podendo 
um conjunto agregar múltiplas subestações desde que obedeça a critérios de contiguidade das áreas 
e número máximo de unidades consumidoras (ANEEL, 2018a). 
A interrupção no fornecimento de energia é caracterizada como descontinuidade do neutro ou da 
tensão disponível em qualquer uma das fases de um circuito elétrico que atende a unidade 
consumidora ou ponto de conexão por período igual ou superior a 3 minutos(ANEEL, 2018a). 
Condições anormais no fornecimento são detectadas pelo COD das distribuidoras através de seus 
sistemas supervisórios ou através da sinalização dos acessantes do sistema através de mecanismos 
de atendimento dispostos conforme resolução específica e resultam na criação de ocorrências. Uma 
ocorrência compreende o atendimento emergencial provocado por um único evento que gere 
deslocamento de equipes, inclusive aqueles considerados improcedentes (ANEEL, 2018a). 
O atendimento a ocorrências é supervisionado e considerando os seguintes aspectos (ANEEL, 
2018a): 
https://www.aneel.gov.br/prodist
https://www.aneel.gov.br/prodist
https://www.aneel.gov.br/prodist
https://www.aneel.gov.br/qualidade-na-distribuicao
https://www.aneel.gov.br/ren-414
https://www.aneel.gov.br/universalizacao
https://www.aneel.gov.br/tarifas-consumidores/-/asset_publisher/e2INtBH4EC4e/content/tarifa-social-introducao/656827?inheritRedirect=false&redirect=http%3A%2F%2Fhwe100%3A8080%2Fweb%2Fguest%2Ftarifas-consumidores%3Fp_p_id%3D101_INSTANCE_e2INtBH4EC4e%26p_p_lifecycle%3D0%26p_p_state%3Dnormal%26p_p_mode%3Dview%26p_p_col_id%3Dcolumn-2%26p_p_col_pos%3D1%26p_p_col_count%3D3
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 13 
 Tempo de Preparação (TP): Tempo entre a criação da ocorrência e o despacho de 
equipe(s) de atendimento emergencial, expresso em minutos. 
 Tempo de Deslocamento (TD): Tempo de deslocamento da equipe de atendimento de 
emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em minutos; 
 Tempo de Execução (TE): Tempo de execução do serviço até seu restabelecimento pela 
equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em 
minutos; 
Tais aspectos são quantificados através dos indicadores definidos pelas Equações 2.3, 2.4, 2.5 e 
2.6. 
𝑇𝑀𝑃 = 
∑ 𝑇𝑃(𝑖)𝑛𝑖=1
𝑁
 
(2.3) 
𝑇𝑀𝐷 = 
∑ 𝑇𝐷(𝑖)𝑛𝑖=1
𝑁
 
(2.4) 
𝑇𝑀𝐸 = 
∑ 𝑇𝐸(𝑖)𝑛𝑖=1
𝑁
 
(2.5) 
𝑇𝑀𝐴𝐸 = 𝑇𝑀𝑃 + 𝑇𝑀𝐷 + 𝑇𝑀𝐸 (2.6) 
Sendo: 
 TMP = Tempo médio de preparação; 
 TMD = Tempo médio de deslocamento; 
 TME = Tempo médio de execução; 
 𝑇𝑀𝐴E = Tempo médio de atendimento; 
 𝑛 = número de ocorrências emergenciais verificadas no conjunto de unidades 
consumidoras, no período de apuração considerado; 
 
Os indicadores individuais de continuidade são definidos como (ANEEL, 2018a): 
 Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por ponto de conexão 
(DIC), definido pela Equação 2.7: 
𝐷𝐼𝐶 = ∑ 𝑡(𝑖)
𝑛
𝑖=1
 
(2.7) 
 
 Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por ponto de 
Conexão (FIC), definida pela Equação 2.8: 
𝐹𝐼𝐶 = 𝑛 (2.8) 
 
 14 
 Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de 
Conexão (DMIC), definida pela Equação 2.9: 
𝐷𝑀𝐼𝐶 = 𝑡(𝑖) 𝑚𝑎𝑥 (2.9) 
 Duração de Interrupção Individual ocorrida em Dia Crítico por Unidade Consumidora ou 
por ponto de Conexão (DICRI), definida pela Equação 2.10: 
 
𝐷𝐼𝐶𝑅𝐼 = 𝑡𝑐𝑟í𝑡𝑖𝑐𝑜 (2.10) 
Onde: 
 DIC = duração de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de 
conexão, expressa em horas e centésimos de hora; 
 FIC = frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de 
conexão, expressa em número de interrupções; 
 DMIC = duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto 
de conexão, expressa em horas e centésimos de hora; 
 DICRI = duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade 
consumidora ou ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora; 
 i = índice de interrupções da unidade consumidora ou por ponto de conexão no período 
de apuração, variando de 1 a n; 
 n = número de interrupções da unidade consumidora ou por ponto de conexão 
considerado, no período de apuração; 
 t(i) = tempo de duração da interrupção (i) da unidade consumidora considerada ou do 
ponto de conexão, no período de apuração; 
 t(i)max = valor correspondente ao tempo da máxima duração de interrupção contínua (i), 
no período de apuração, verificada na unidade consumidora ou no ponto de conexão 
considerado, expresso em horas e centésimos de horas; 
 tcrítico = duração da interrupção ocorrida em Dia Crítico. 
 
Os indicadores coletivos de continuidade são definidos como (ANEEL, 2018a): 
 Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC), definida pela 
Equação 2.11: 
𝐷𝐸𝐶 = 
∑ 𝐷𝐼𝐶(𝑖)𝐶𝑐𝑖=1
𝐶𝑐
 
(2.11) 
 Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC), definida pela 
Equação 2.12: 
 
 15 
 
𝐹𝐸𝐶 = 
∑ 𝐹𝐼𝐶(𝑖)𝐶𝑐𝑖=1
𝐶𝑐
 
(2.12) 
Onde: 
 i = índice de unidades consumidoras atendidas em BT ou MT faturadas do conjunto; 
 Cc = número total de unidades consumidoras faturadas do conjunto no período de 
apuração, atendidas em BT ou MT; 
 
Ocorrências em dias críticos não são consideradas na apuração dos indicadores. Um dia crítico é 
definido como Dia em que a quantidade de ocorrências emergenciais, em um determinado conjunto 
de unidades consumidoras, superar a média acrescida de três desvios padrões dos valores diários. A 
média e o desvio padrão a serem usados serão os relativos aos 24 meses anteriores ao ano em curso, 
incluindo os dias críticos já identificados (ANEEL, 2018b). 
Diferencia-se na apuração dos indicadores a origem e a natureza da interrupção. Quanto à origem 
se interna ao sistema de distribuição, ou externa ao mesmo como, por exemplo, falhas no sistema de 
Transmissão, de responsabilidade do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Quanto à 
natureza da interrupção, se Programada ou Intempestiva (ANEEL, 2018a). 
A compensação financeira paga pelas distribuidoras quando não respeitados os limites para os 
indicadores individuais estabelecidos pelo órgão regulador para o período de apuração, são 
calculadas da seguinte forma (ANEEL, 2018a): 
 
𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 = (
 𝑉𝑣
𝑉𝑝
− 1) 𝑉𝑝 𝑥 
𝑇𝑈𝑆𝐷𝑚é𝑑𝑖𝑜
730
 𝑥 𝑘𝑒𝑖 (2.13) 
 Onde: 
 𝑉𝑣 = Valor verificado do indicador; 
 𝑉𝑝= Valor limite estabelecido para o indicador; 
 TUSDmédio = média aritmética dos encargos de uso do sistema de distribuição 
correspondentes aos meses do período de apuração do indicador; 
 730 = número médio de horas no mês; 
 kei = coeficiente de majoração cujo valor deve ser fixado em: 
 
i. 15 (quinze), para unidade consumidora ou ponto de conexão atendido em Baixa Tensão; 
ii. 20 (vinte), para unidade consumidora ou ponto de conexão atendido em Média Tensão; 
iii. 27 (vinte e sete), para unidade consumidora ou ponto de conexão atendido em Alta Tensão. 
 
 
 16 
Um conceito importante na análise de ocorrências no SDMT é o Consumidor Hora Interrompido 
(CHI), dado pela Equação 2.14: 
 (2.14) 
Onde N, representa a quantidadede unidades consumidoras interrompidas no evento 
emergencial. Apesar de não fazer parte do conjunto de indicadores regulados, o CHI faz parte do 
cotidiano da operação do sistema de distribuição, pois suprime a relação existente no DEC entre o 
número de unidades consumidoras com fornecimento interrompido e o número total de unidades 
consumidoras faturadas no conjunto. Dessa forma, o CHI possibilita análises qualitativas a respeito 
da continuidade de fornecimento complementares a análise do DEC, uma vez que, interrupções de 
longa duração com grande impacto nos indicadores individuais (DIC, DICRI, DMIC) podem não 
impactar no DEC. 
2.3 - CONDIÇÕES PARA RENOVAÇÃO E MANUTENÇÃO DO CONTRATO DE 
CONCESSÃO 
Em 2015, o Ministério de Minas e Energia estabeleceu novos critérios para renovação dos 
contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica através do decreto 8.461/2015, que 
regulamenta a lei 12.783/2013. O documento estabelece como requisito para manutenção dos 
contratos o cumprimento de metas de qualidade no serviço prestado, eficiência econômico-
financeira, racionalidade operacional e modicidade tarifária com métricas de melhoria contínua a 
serem avaliadas pela ANEEL. As distribuidoras podem ter revogação da outorga ou perda da 
concessão caso não atendam os requisitos anuais de desempenho global de continuidade (DEC e 
FEC) por dois anos consecutivos ou um dos indicadores no quinto ano de concessão (DE PAULO, 
2018) (ANEEL, 2019). 
O descumprimento das metas anuais do contrato pode resultar na obrigação de aporte de capital 
por parte dos sócios controladores da concessionária. De forma alternativa à extinção da concessão 
a distribuidora pode apresentar plano de transferência de controle societário, que depende da 
validação da ANEEL. Uma vez validada a viabilidade e o benefício desta medida para a adequação 
dos serviços, a transferência de controle societário suspenderá o processo de extinção da concessão 
e deverá ser finalizada em até 12 meses, prorrogável por igual período em caso de comprovada 
justificativa (BRASIL, 2015). 
Neste contexto o investimento em tecnologia e soluções de AIR se apresentam como 
mecanismos para melhoria dos indicadores coletivos de continuidade, melhoria da eficiência 
operacional e redução dos custos a médio prazo. 
 
 
 17 
2.4 - INTRODUÇÃO SOBRE ASPECTOS ECONÔMICOS 
Em razão da natureza altamente regulada do setor de distribuição de energia elétrica, as empresas 
do ramo baseiam sua gestão econômica em função dos Procedimentos de Regulação Tarifária 
(PRORET). O PRORET é um conjunto de normativos da ANEEL organizado em 12 módulos que 
fundamentam a resolução tarifária de todo o setor elétrico brasileiro, Geração, Transmissão, 
Distribuição e Comercialização. 
A Revisão Tarifária Periódica (RTP) para as concessionárias de distribuição é definida no 
Módulo 2 do PRORET. Em períodos que variam de 3 a 5 anos a depender do contrato, a ANEEL 
aprova uma nova base de remuneração. Por Base de Remuneração entende-se o conjunto de 
equipamentos necessários para atingir o padrão de qualidade desejável, valorando-o por meio de 
preços de reposição do mercado (LMDM, 2012). 
A Equação 2.1 pode ser expandida, conforme a Tabela 2.2. A Parcela A compreende os custos 
em que a distribuidora possui pouca ou nenhuma gestão, custos relacionados a compra de energia 
elétrica para atendimento ao seu mercado, custos relacionados a transmissão dessa energia e 
encargos setoriais (ANEEL, 2017b). 
A parcela B compreende os custos sob gestão da distribuidora que são divididos entre custos 
operacionais (OPEX) os investimentos realizados pela distribuidora (CAPEX). O OPEX 
compreende a manutenção de toda infraestrutura e mão-de-obra necessárias para a operação do 
sistema. O CAPEX compreende basicamente o investimento em novos ativos para a rede elétrica 
concedida e a mão-de-obra empregada na instalação dos mesmos, seja na extensão da rede 
existente, renovação dos condutores, postes, transformadores ou na instalação de novos 
equipamentos como seccionalizadores automáticos, reguladores de tensão e bancos de capacitores 
(LMDM, 2012). 
Tabela 2-3 Divisão do nível Tarifário em Parcela A e Parcela B 
Compra de Energia para Revenda 45,22% 
Parcela A 
 67,84% 
Encargos Setoriais 11,46% 
Custo com Transporte de Energia 11,16% 
Custos Operacionais 16,71% 
Parcela B 
32,17% 
Remuneração do Capital 9,05% 
Quota de Reintegração 6,41% 
Parcela A + Parcela B 100,00% 
 
Fonte: LMDM, 2012. 
 
 18 
 
A cada RTP o CAPEX, é remunerado integralmente no reajuste da tarifa, enquanto o OPEX é 
remunerado por um valor-teto mensurado pelo órgão regulador que deverá ser suficiente para arcar 
com todos os custos operacionais. Isto significa que caso a concessionária consiga manter seus 
custos operacionais abaixo deste valor-teto ela conseguirá aumentar seus lucros, caso contrário 
poderá até comprometer seus investimentos (ANEEL, 2017b). 
A relação entre CAPEX e OPEX é fundamental para a eficiência econômica das distribuidoras, 
onde é ideal que o volume de investimento seja superior à depreciação média da rede para garantir 
melhores níveis de qualidade que são fundamentais do ponto de vista regulatório e do ponto de vista 
financeiro, uma vez que o investimento racional na rede elétrica produz redução nos custos 
operacionais, reduzindo os dispêndios de OPEX, e a médio-longo prazo os valores investidos são 
embutidos na tarifa (LMDM, 2012). 
Neste contexto o investimento em AIR vem se tornando uma realidade nas distribuidoras 
brasileiras. Apesar de requerer um elevado aporte de capital para investimento, um sistema Self 
Healing traz benefícios imediatos de redução de custos operacionais, por exemplo, eliminando a 
necessidade de deslocamento de uma equipe de manutenção para operação manual de equipamentos 
seccionadores, e ainda representa CAPEX a ser remunerado na próxima RTP. 
2.5 - RADIALIDADE DOS ALIMENTADORES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA 
A estrutura predominante dos alimentadores de distribuição de energia elétrica em média tensão 
no Brasil é a estrutura Radial. Nesta estrutura a alimentação é feita apenas por uma extremidade do 
circuito e consiste na estrutura mais simples e de menor custo. Um sistema radial simples apresenta 
a grande desvantagem quanto ao tempo de reestabelecimento, na ocorrência de uma defeito o trecho 
a jusante da falta fica desenergizado até a correção do problema, pois só existe um único caminho 
para o fluxo de potência. Desta forma, a estrutura mais comum é a radial com recurso que se 
caracteriza pelos seguintes aspectos (SOARES, 2012): 
 
 Existência de pontos de interligação, normalmente abertos, entre alimentadores 
adjacentes da mesma subestação ou de subestações diferentes; 
 Ser projetado de forma que exista uma certa reserva de capacidade em cada circuito para 
absorção de carga de outro circuito na eventualidade defeito; 
 Existência de mais de um ponto de interligação distribuídos ao longo da extensão do 
alimentador de forma a opções de suprimento para variadas hipóteses de localização de 
falta; 
 
 19 
 
A transferência de cargas entre alimentadores radiais de distribuição é uma operação necessária 
no cotidiano das distribuidoras, seja para reestabelecimento de cargas afetadas por defeitos ou na 
realização de manutenções programadas. Esta transferência de cargas pode ser realizada através do 
paralelismo momentâneo entre diferentes alimentadores de modo a não interromper o fornecimento, 
ou pode ser realizada com as cargas desenergizadas, neste caso o fornecimento é interrompido por 
um curto espaço de tempo apenas para realização de abertura e fechamento de equipamentos 
seccionalizadores, observando o tempo de 3 minutos estabelecido pelo PRODIST para 
contabilização dos indicadores de continuidade. 
Para Soares (2012), deve-se observar os seguintes fatores para que a operação de paralelismo 
seja bem sucedida: Nem sempre os transformadores de potência dos quais derivam os alimentadores de 
distribuição estão próximos entre si, podendo estar conectados a barramentos de 
subestações diferentes; 
 Os transformadores de potência das subestações normalmente não possuem parâmetros 
exatamente idênticos, principalmente quando são de fabricantes distintos ou são de 
potências diferentes; 
 Os transformadores de potência das subestações alimentam cargas de valores distintos. 
 
A Figura 2.2 exibe uma representação simplificada da operação em paralelo de dois 
transformadores (T1 e T2), que alimentam cargas distintas, através do fechamento da Chave C. 
 
Figura 2-2Circuito Simplificado da operação em paralelo entre dois alimentadores da mesma subestação. 
Fonte: SOARES, 2012. 
 
As Tensões nos pontos 1 e 2 no momento anterior ao fechamento da chave possuem valores 
distintos, em amplitude e defasagem angular. Isso ocorre quando os transformadores possuem 
parâmetros distintos e/ou alimentam cargas distintas (diferente valor de carregamento, distribuição 
de carga entre as fases, fator de potência), ambos os fatores contribuem para que hajam diferentes 
 
 20 
valores para perdas em seus enrolamentos que ocasionam quedas de tensão causando uma diferença 
na relação entre as tensões de primário e secundário (SOARES, 2012). 
No momento em que a chave C é fechada, as tensões nos pontos 1 e 2 são igualadas e então 
surge uma corrente de circulação para compensar a diferença nas relações de transformação dos 
transformadores e estabelecer o equilíbrio do sistema (SOARES, 2012).Na hipótese de que os 
transformadores operando em paralelo estarem conectados a barramentos distintos, nesse caso com 
tensões primárias de valores distintos em amplitude e defasagem angular, a corrente de circulação é 
ainda maior. O não surgimento da corrente de circulação na chave C é considerado apenas no caso 
ideal em que os transformadores sejam idênticos, ligados ao mesmo barramento, alimentando 
cargas idênticas (SOARES, 2012). 
A corrente de circulação traz um aumento significativo das perdas ôhmicas nos enrolamentos dos 
transformadores que operam em paralelo, consequentemente ocasionando sobreaquecimento que 
traz sérios danos à isolação dos mesmos, reduzindo sua vida útil além de outros problemas como 
redução do rendimento. Deve-se considerar que se as tensões instantâneas entre os pontos 1 e 2 da 
Figura 2.2 forem muito diferentes, a corrente de circulação pode assumir valores muito elevados e 
provocar a atuação da proteção dos dois alimentadores ou danos elétricos no circuito (SOARES, 
2012). 
O paralelismo momentâneo entre diferentes alimentadores de distribuição exige estudos prévios. 
Devido a margem de três minutos existente no normativo regulatório, é comum que as 
distribuidoras evitem as manobras com paralelismo, uma vez que o acréscimo de complexidade 
operacional para transferência de cargas não se justifica, salvo algumas exceções (SOARES, 2012). 
Dado o exposto, é de praxe também em sistemas de Self Healing que a reconfiguração 
automática dos alimentadores ocorra de forma a considerar definições prévias sobre a possibilidade 
de paralelismos momentâneos e busque manter a estrutura radial dos alimentadores de distribuição 
(PRAMIO, 2014). 
 
 
 
 
 
 21 
CAPÍTULO 3 
AUTOMAÇÃO E CONCEITOS DE SELF HEALING 
3.1 - ASPECTOS GERAIS 
A automação do sistema elétrico se baseia pela integração entre os IEDs ( dispositivos de 
medição, sensoriamento, atuadores) e controladores através de sistemas de comunicação e de 
computação que resulta em um sistema supervisão SCADA ( Supervisory Control and Data 
Aquisition). Os sistemas SCADA localizados no COD possuem estrutura já consagrada, incluindo 
IHM (Interface Homem-Máquina) amigável e sistema de alarmes (JARDINI, 1996). 
No sistema de distribuição, o qual possui equipamentos geograficamente distantes, o SCADA é 
responsável pela integração dos principais componentes, como a estação mestre, Unidades 
Terminais Remotas (UTR), Sistema de Comunicação (SC) e a IHM. (PRATES, 2018). 
As UTRs são responsáveis pela aquisição de dados de campo e repasse dos mesmos para a 
estação mestre através do SC, além de receberem e distribuírem comandos vindos da estação 
mestre. A estação mestre é composta por equipamentos responsáveis pela aquisição e formação de 
um banco de dados com as informações coletadas pelos equipamentos de campo. O numero de 
estações mestre varia de acordo com o tamanho do sistema SCADA. A IHM nos sistema de 
distribuição consiste no software utilizado para visualização das medições, estados dos dispositivos 
e envio de comandos promovendo a integração entre o operador e o sistema controlado (JARDINI, 
1996). 
 Algoritmos de conceito FLISR, termo em inglês para detecção, isolação e restauração de faltas, 
realizam manobras automáticas coordenando a operação de diversos IEDs como disjuntores, 
religadores e chaves através de controladores de tempo real e redes de comunicação dedicadas 
(PRAMIO 2014). 
O objetivo de um algorítimo FLISR é determinar automaticamente a localização de uma falta, 
isolar o trecho defeituoso através da abertura de dispositivos seccionalizadores, e a reconfiguração 
automática da rede restabelecendo o suprimento de trechos sadios por pontos de conexão com 
outros alimentadores conectados por chaves NA (Normalmente Abertas). A lógica FLISR tem o 
potencial de eliminar a intervenção humana diante de faltas de energia na rede e diminuir a duração 
das interrupções, minimizando o número de clientes afetados. Esta lógica é a base para composição 
de um sistema Self Healing. (PRAMIO, 2014) 
Para Pramio (2014), as principais técnicas utilizadas para o desenvolvimento de um processo de 
diagnostico de faltas de maneira automatizada são: 
 
 
 22 
 Redes Neurais Artificiais; 
 Lógica Fuzzy; 
 Sistemas especialistas; 
 Redes de Petri; 
 Algoritmo genético; 
 Nuvens de Partículas; 
 Algoritmo de Recozimento. 
 
A formulação destes métodos heurísticos visa a otimização das soluções de controle. Para um 
sistema de reconfiguração em tempo real uma função objetivo típica visa atingir (PRAMIO, 2014): 
 Reestabelecer o maior número de unidades consumidoras no menor tempo possível; 
 Minimizar o número de chaveamentos necessários; 
 Priorizar a interligação entre alimentadores do mesma subestação, de preferência do 
mesmo Transformador; 
 Redução das Perdas Ativas do sistema; 
 
 Além disso, no desenvolvimento de um sistema de reconfiguração deve-se levantar quais as 
características operativas que serão consideradas restritivas no restabelecimento de energia. Entre as 
principais restrições utilizadas no restabelecimento do fornecimento de energia destacam-se as 
seguintes (PRATES, 2018): 
 Os alimentadores em sua configuração final devem manter a configuração 
 radial; 
 Atentar para o limite operativo dos equipamentos instalados na rede, como 
 chaves de manobra, transformadores, religadores; 
 As tensões devem estar dentro do limite aceitável pelo órgão regulador; 
 Atentar para o critério de sensibilidade dos equipamentos de proteção; 
 Limitar fluxo de corrente máximo e fluxo máximo de potencia ativa. 
 
Para atender a esses objetivos é permitido um relaxamento maior quanto aos aspectos de 
qualidade de energia (Qualidade do Produto), em situações operativas de contingência a tensão de 
referência pode apresentar um nível de variação de 0,90 a 1,05 p.u. (SILVA JUNIOR, 2012). 
O desenvolvimento de um método universal e eficiente para o problema de reconfiguração é 
impraticável em razão da diversidade de características que são inerentes a cada sistema de 
 
 23 
distribuição, como os equipamentos instalados, estrutura da rede, filosofia de proteção, nível de 
automação e sistema SCADA, e disponibilidade de telecomunicações (DE PAULO, 2018). 
 
 
3.2 - INTRODUÇÃO À TECNOLOGIA SELF HEALING 
 Dentrodo conceito de smart grid e automação inteligente de redes destaca-se a funcionalidade 
de autorregeneração ou Self Healing. Define-se um sistema Self Healing (auto regenerável ou auto 
recuperável) como aquele capaz de detectar, analisar, responder e restaurar falhas na rede de energia 
elétrica de forma automática e em alguns casos de forma instantânea e com a menor intervenção 
humana possível minimizando o número de consumidores afetados e o deslocamento de equipes a 
partir de soluções definidas e executadas pela inteligência do sistema (OHARA,2009) (FALCÃO, 
2010). 
Entre 1985 e 1998 um time de pesquisadores da Universidade de Washington esteve envolvido 
na otimização de diversos processos de controle dando origem ao IFCS (Inteligent Fight Control 
System), projeto liderado pela NASA e Boeing. O IFCS e o departamento de defesa americano 
criaram o plano de fundo para o conceito de um sistema elétrico de potência SH (WOLLENBERG, 
2005). 
A partir da funcionalidade de Self Healing surge o conceito de AIR, onde entende-se que o 
automatismo empregado não realiza apenas o controle remoto de chaves e monitoramento de dados, 
mas constitui-se de um conjunto de equipamentos que seja capaz de avaliar situações operativas e 
responder de maneira automática reconfigurando o sistema em tempo real (PRAMIO, 2014). 
Os estudos envolvidos na implantação de AIR integram análises de viabilidade econômica, 
planejamento, estudos de proteção, automação, controle e telecomunicações. 
Na fase de planejamento é essencial a avaliação criteriosa da interoperabilidade entre as novas 
tecnologias e as já utilizadas e principalmente a alocação estratégica dos dispositivos de manobras 
visando seccionamento das cargas e as possíveis manobras entre alimentadores para viabilizar a 
reconfiguração do sistema de distribuição. Uma vez definidos os pontos de interligação (alocação 
de dispositivos normalmente abertos), é necessário avaliar a partir da carga dos alimentadores se a 
capacidade de condução dos condutores contempla as possibilidades de manobra ou se faz-se 
necessário intervenções de recondutoramento (PRAMIO, 2014). 
A possibilidade de reconfiguração automática do SDMT, em primeiro momento planejada para 
situações de distúrbios na rede, abre caminho para outras funcionalidades de Smart Grids como a 
 
 24 
reconfiguração para transferência de cargas entre os alimentadores, permitindo o balanceamento das 
cargas em função do horário e absorção da geração distribuída (PRATES, 2018) . 
Os estudos de proteção devem contemplar em seus coordenogramas as diversas possibilidades de 
configuração da rede, inclusive a inversão de sentido do fluxo decorrente das reconfigurações. Os 
IEDs disponíveis atualmente suportam múltiplas ordens de graduação, contudo para o correto 
funcionamento desta alternativa é necessário garantir que a comunicação com o equipamento esteja 
disponível, sendo na prática necessário avaliar a confiabilidade do sistema de telecomunicações da 
localidade podendo ser uma filosofia mais cautelosa ajustar uma única ordem de graduação que 
contemple as possíveis configurações do trecho protegido pelo IED (DE PAULO, 2018). 
 
3.2.1 - TOPOLOGIAS DE SELF HEALING 
 
Existem 3 possíveis filosofias para implantação de um sistema Self Healing (SOUSA, 2015): 
 Descentralizada; 
 Semi-Centralizada; 
 Centralizada. 
3.2.1.1 - DESCENTRALIZADA 
 
Na solução descentralizada a lógica de operação do FLISR distribuída nos IEDs espalhados pela 
rede de distribuição. Os equipamentos continuam a serem supersivionados e podem ser controlados 
pelo COD, porém passam a realizar operações individuais que combinadas resultam na isolação e 
restabelecimento automático de faltas em um tempo inferior ao mesmo executado de forma manual 
por um operador humano (DE PAULO, 2018). 
Existem ainda algumas variações dentro desta topologia: 
 Distribuída com controlador local RTU: 
As lógicas de FLIR são implantadas em um módulo RTU (Remote Terminal Unit). Este 
equipamento fica alocado no painel de controle dos religadores e disjuntores que irão compor o 
arranjo. As RTUs se comunicam com o equipamento a que estão associadas e com as demais RTUs 
através de um protocolo de comunicação DNP3. Portanto, a gestão das manobras necessárias para 
aplicação da lógica FLISR é realizada pelas RTUs (DE PAULO, 2018). 
 
 25 
 
Figura 3-1Módulo RTU Elvac para equipamentos seccionalizadores. 
Fonte: ELVAC, 2019. 
 
 Distribuída apenas nos IEDs 
 
Neste arranjo a lógica FLISR é inserida internamente nos controladores dos painéis de cada IED. 
Pode-se configurar uma solução com comunicação entre os IEDs, mesmo sem a utilização de RTU, 
desde que os dispositivos sejam todos do mesmo fabricante e atualizados coma mesma versão de 
firmware para a funcionalidade da solução. A solução distribuída também pode ser implementada 
sem comunicação entre os IEDs, neste caso cada dispositivo analisa a presença ou ausência de 
tensão nas barras a que está conectado, este arranjo permite a integração entre equipamentos de 
diferentes fornecedores mas é limitado a lógicas de menor complexidade (DE PAULO, 2018). 
A seguir será apresentado o modelo típico da configuração da topologia Self Healing 
descentralizado e o princípio de funcionamento da filosofia. 
A Figura 3.2 exibe o arranjo inicial de dois alimentadores da mesma subestação que possuem um 
ponto de interligação através de um dispositivo religador TIE NA, e a existência de uma falta entre 
o Disjuntor e o religador FEEDER NF de um dos alimentadores. 
 
 26 
 
Figura 3-2Topologia de Self Healing Descentralizado – Falta após Disjuntor. 
Fonte: SOUZA, 2018. 
 
A falta sensibiliza a proteção do disjuntor que atua e entra em bloqueio, desernegizando todo o 
alimentador conforme exibe a Figura 3.3. A filosofia Self Healing determina que o religador 
FEEDER NF irá para o estado aberto após sentir a ausência de tensão em seu lado fonte por um 
tempo parametrizado (SOUZA, 2018). 
 
Figura 3-3Topologia de Self Healing Descentralizado – Princípio de Funcionamento. 
Fonte: SOUZA, 2018. 
 
O religador TIE NA percebe a ausência de tensão do lado do alimentador onde ocorreu o evento 
ao mesmo tempo que o religador FEEDER NF, no entanto a lógica do Self Healing determina um 
tempo parametrizado para seu fechamento de forma a garantir que o ciclo de religamento da 
proteção do IED a montante a sua localização seja menor. Como ilustra a Figura 3.4 o religador TIE 
NA atua no fechamento da fronteira entre os alimentadores reenergizando um bloco de carga 
localizado no trecho da rede em que não haviam anomalias (SOUZA, 2018). 
 
 
 27 
 
Figura 3-4Topologia de Self Healing Descentralizado – Reconfiguração. 
 Fonte: SOUZA, 2018. 
 
O processo de retorno ao estado normal da rede seguirá os seguintes passos (DE PAULO, 2018): 
 O COD bloqueia os religamentos automáticos do trecho afetado; 
 Equipes de campo percorrem o trecho onde a falta foi localizada e isolada pelo Self 
Healing, identificam e corrigem a anomalia; 
 Após a correção dos defeitos é realizado o fechamento do disjuntor, reestabelecendo o 
trecho a montante do religador FEEDER; 
 É realizada a abertura do religador TIE mantendo sua função SH desabilitada; 
 Com o religador TIE aberto, é realizado o fechamento do religador FEEDER e a 
habilitação da sua função SH; 
 Por fim habilita-se a função de SH no religador TIE. 
 
É essencial em que alguns passos as manobras são feitas de maneira manual, seja remotamente 
pelo controlador ou em campo pelas equipes de manutenção, para garantir a segurança na correção 
das falhas e evitar o paralelismo entre alimentadores. 
 
3.2.1.2 - SEMI-CENTRALIZADA 
Nesta topologia a lógica necessária para execução do algorítimo FLISR fica alocada em um 
dispositivo que serve como servidor de gerenciamento e controle. Este servidor pode ser instalado 
na subestação ou em local próximo aos IEDs.Como as subestações de distribuição de energia 
possuem canal de comunicação confiável e estável com o COD, infraestrutura de comunicação com 
o comando dos religadores e um suprimento de emergência em corrente contínua, normalmente é a 
 
 28 
escolha preferencial para receber o servidor do sistema Self Healing Semi-Centraliado (SOUSA, 
2015). 
A Figura 3.5 mostra um dispositivo utilizado como servidor de gerenciamento e controle de 
sistemas Self Healing, o RTAC 3530-4 da Schweitzer Engineering Laboratories. 
A comunicação entre os religadores, disjuntores e o módulo servidor que detém a lógica FLIR é 
realizada em protocolo de comunicação aberto, como por exemplo o DNP3.0, sendo que o módulo 
na subestação funciona como gateway entre o sistema supervisório SCADA e os religadores (DE 
PAULO, 2018). 
 
 
 Figura 3-5Processador de Automação RTAC SEL-3530-4. 
Fonte:SEL, 2019. 
 
A Figura 3.6 exemplifica uma arquitetura típica de comunicação da solução Self Healing Semi-
Centralizado. 
 
 29 
 
Figura 3-6 Arquitetura Básica do sistema de comunicação de um Self Healing Semi-Centralizado. 
Fonte: SOUSA, 2015. 
 
Para Sousa (2015), para operar o sistema precisa obter dados característicos dos controladores 
dos religadores, tais como: 
  Medições Analógicas (corrente, tensão, potencia ativa, etc); 
  Posição do religador (aberto, fechado); 
  Sinais de atuação de proteção; 
  Indicação de “Lockout” da função de religamento; 
  Sinal de comando para manobra do religador (abrir, fechar). 
 
A Figura 3.7 mostra o Fluxograma básico de operação do controlador RTAC 3530-4. A etapa 
“Inicializar” é executada ao ligar o controlador e atua para redefinir as variáveis internas e 
condições de alarme. Durante esta etapa é avaliada a configuração do sistema de distribuição para 
determinar o estado de funcionamento normal, e em seguida avança-se para etapa “Desarmado” 
(SEL, 2019). 
A etapa “Desarmado” é executada a etapa “Inicializar” ter sido concluída com êxito ou se 
acontecer uma falha na sequência durante as etapas “Atualizar”, “Analisar”, “Isolar” ou 
“Recomposição”. A etapa “Desarmado” aguarda um comando de habilitação enviado pelo 
 
 30 
operador, quando detectado este comando, a sequência transita para a etapa “Preparado”. A etapa 
“Desarmado” também monitora um comando de reset enviado pelo operador que se detectado 
retorna a sequência para o passo “Inicializar” (SEL, 2019). 
A etapa “Preparado” é executada após o comando do operador e também quando o sistema 
conclui a restauração da carga. Nesta etapa o sistema monitora eventos que requerem análises. Um 
evento pode ser uma indicação de subtensão ou uma indicação de falta reportada pelo controle do 
religador ou pelo relé do alimentador. Uma vez confirmado um evento, a sequência passa para etapa 
“Atualizar” (SEL, 2019). 
A etapa “Atualizar” inicia uma pesquisa de status de todos os dispositivos do sistema. É de 
fundamental importância, pois fornece dados atualizados para embasar a tomada de decisões do 
sistema. Caso algum equipamento não consiga enviar resposta a solicitação de informações para 
verificação de status um alarme de falha de comunicação é gerado. Também são verificadas 
condições anormais de operação como uma configuração anormal do circuito, bloqueio de 
religamento ou desativação das funções remotas. Após a conclusão da atualização dos status dos 
dispositivos, a sequência passa para o a etapa “Analisar” (SEL, 2019). 
A etapa “Analisar” tem como objetivo determinar se ocorreu uma falta permanente ou se existe 
uma condição de abertura de fase. A análise do evento visa garantir o bloqueio do sistema de 
recomposição automática diante de condições anormais no circuito relacionado. Caso seja 
identificada uma falta permanente a sequência passa para a etapa “Isolar”. Se o sistema determinar 
que a condição do evento foi transitória e não mais existe, a sequência retorna para a etapa 
“Preparado”. Se um novo evento for detectado nesta etapa, a sequência retorna à etapa “Atualizar” 
para que seja realizada outra verificação do status dos dispositivos (SEL, 2019). 
A etapa “Isolar” é executada quando o sistema identifica que um trecho do alimentador possui 
uma falta permanente ou uma fase aberta. O Objetivo desta etapa é manobrar a rede por dispositivos 
de forma a isolar o trecho afetado pela falta. De maneira análoga a etapa “Analisar”, se um novo 
evento for detectado, a sequência retorna para a etapa “Atualizar” para outra verificação dos status 
dos dispositivos(SEL, 2019). 
Após o sistema realizar com sucesso a isolação do trecho defeituoso do alimentador, a sequência 
avança para a etapa “Rcomposição”. Se houver zonas desernergizadas a jusante da zona afetada que 
foi isolada, o sistema tenta restaurar essas zonas por um alimentador alternativo, fechando um 
dispositivo de manobra normalmente aberto que faz a ligação com um alimentador saudável que 
faça fronteira. Mais uma vez se um novo evento for detectado, a sequência volta pra a etapa 
“Atualizar” para outra verificação de status dos dispositivos (SEL, 2019). 
Após a execução da etapa “Recomposição”, o sistema retorna para a etapa “Preparado” e 
continua monitorando a existência de eventos (SEL, 2019). 
 
 31 
 
 
Figura 3-7 Fluxograma de Operação do RTAC 3530-4. 
Fonte: DE PAULO, 2018 
 
 32 
3.2.1.3 - CENTRALIZADO 
Nesta topologia de Self Healing todos os equipamentos que compõe a solução são controlados 
por um sistema DMS (Distribuition Management System). Essa solução promove uma integração 
entre diferentes dispositivos de controle e sistemas de supervisão utilizados pelas distribuidoras de 
energia, fornecendo uma visão sistêmica para o gerenciamento de todos os IEDs e subestações que 
integram o sistema. O algorítimo FLISR que gerencia todo o sistema é alocado em servidor 
dedicado no COD (DE PAULO, 2018). 
A Figura 3.8 Ilustra a arquitetura típica de um sistema Self Healing Centralizado. 
 
 
Figura 3-8Arquietetura de Self Healing Centralizado. 
Fonte: DE PAULO, 2018. 
 
3.2.1.4 - COMPARATIVO ENTRE TOPOLOGIAS DE SELF HEALING 
Diante das características de cada topologia de sistema Self Healing, deve-se avaliar a 
viabilidade de implantação de cada arquitetura, considerando as características de cada sistema, os 
equipamentos pré-existentes, a disponibilidade de telecomunicações, aspectos de desempenho e 
confiabilidade. A decisão final deve considerar aspectos de custo e benefício, não havendo portanto 
um arranjo com eficiência universal (DE PAULO, 2018). 
A Tabela 3.1 exibe um comparativo entre as três topologias apresentadas. 
 
 
 
 33 
 
Tabela 3-1Comparação entre Self Healing Descentralizado, Semi-Centralizado e Centralizado. 
 
Self Healing 
Descentralizada 
Self Healing 
Semi-Centralizado 
Self Healing 
Centralizada 
Princípio de 
Funcionamento 
A lógica de 
recomposição é alocada 
nos 
 controladores dos 
religadores 
espalhados pela rede de 
distribuição 
A lógica de 
recomposição do sistema 
 elétrico fica alocada no 
servidor de 
 Self Healing, que pode 
ser instalado 
 na subestação de energia 
da região 
O sistema reside no 
Centro de controle 
regional da empresa de 
distribuição 
Tempo de 
 reconfiguração da 
Rede Aérea de 
Distribuição 
Inferior a 10 
segundos 
 (Depende do meio 
de comunicação) 
Inferior a 1 minuto 
Inferior a 3 minutos 
(depende do meio de 
comunicação) 
Pode ser 
implementado 
usanto o controlador 
padrão do religador 
- Base instalada? 
Normalmente não. A 
depender do arranjo faz-
se necessário RTU, 
IEDs com suporte para 
IEC-61850, ou IEDs do 
mesmo fabricante com a 
mesma versão de 
firmware. 
Sim, desde que o 
controlador do 
 religador se comunique 
via ptrocolo 
 aberto. (Ex: DNP3.0) 
Sim, desde que o 
controlador do 
 religador se comunique 
via ptrocolo 
 aberto. (Ex: DNP3.0) 
Característica do 
Sistema de 
 TelecomunicaçõesExige um sistema de 
comunicação que 
permita a troca de dados 
entre os 
controladores dos 
religadores 
Requer uma 
infraestrutura de 
telecomuncação mais 
simples do que o 
Self Healing 
descentralizado pois não 
há necessiade de troca de 
telegramas 
entre os controladores 
dos religadores 
Requer uma 
infraestrutura robusta de 
telecomunicações, e 
possui velocidade 
de comunicação menor 
devido a grande 
quantidade de dados 
concentrados em 
um único ponto 
Complexidade 
para 
Implantação 
Menor tempo para 
implantação 
Menor tempo para 
implantação 
Maior tempo para 
implantação 
Sistemas de 
telecomunicação 
aptos a operar 
WiMAx, Fibra 
Óptica, RF MESH 
GPRS, 3G, WiMax, 
Fibra Óptica, RF MESH 
GPRS, 3G, WiMax, 
Fibra Óptica, RF MESH 
 
 34 
Exige um 
sistema de 
 telecomunicações 
robusto 
 entre a Subestação e 
o 
 COD? 
Não Não Sim 
Pode operar 
como Gateway 
do sistema de 
automação 
da subestação na 
região 
do Self Healing? 
Não Sim Não 
Custo de 
Implementação 
(comparativamente)) 
$$ 
(Variável) 
$ $$$ 
Fonte: Adaptado de SOUSA, 2015. 
 
Para De Paulo (2018), a topologia centralizada é o passo inicial para a futura mudança estrutural 
do sistema elétrico para um conceito de Smart Grid que integre todos os tipos de equipamentos da 
rede que possam ser telecomandados ou telemedidos, englobando a geração distribuída. 
Contudo, no cenário atual esta solução esbarra em limitações técnicas, sobretudo quanto aos 
sistemas de Telecomunicação. Outro desafio para as distribuidoras quanto a solução Centralizada é 
o aspecto financeiro, uma vez que o alto investimento requerido deve ser justificado ao órgão 
regulador tendo em vista aos aspectos regulatórios que exigem investimentos prudentes a cada ciclo 
tarifário (DE PAULO, 2018). 
A solução Descentralizada, na opção que não requere comunicação entre os IEDs é a que possui 
a implantação mais rápida e de menor custo, no entanto é limitada a lógicas FLISR de baixa 
complexidade envolvendo poucos IEDs (SOUSA, 2015). 
A partir da Análise da Tabela 2.2 pode-se inferir que de uma maneira geral a solução semi-
centralizada é a mais atrativa para as distribuidoras, uma vez que não necessita do alto investimento 
da solução centralizada e a necessidade de robustez e confiabilidade da rede de telecomunicação se 
dá em um nível menor de sistema, como uma cidade por exemplo. Quando comparada com a 
solução descentralizada pode apresentar desvantagem em relação ao custo e quanto ao tempo de 
implantação, contudo não oferece limitação quanto ao número de IEDs e interoperabilidade entre 
eles, sendo possível um maior aproveitamento dos equipamentos já existentes (SOUSA, 2015). 
 
 35 
Quanto ao tempo de reconfiguração da rede, apesar de o Self Healing descentralizado apresentar 
um tempo de resposta inferior, deve-se considerar que a contabilização de eventos nos indicadores 
de continuidade definidos pelo PRODIST se dá para interrupções superiores a três minutos. Sendo 
assim deve-se analisar a relação entre investimento e retorno (SOUSA, 2015). 
 
3.3 - GESTÃO DE SOBRECARGA COMO FUNCIONALIDADE COMBINADA AO SELF 
HEALING 
Em centros urbanos densamente povoados é comum encontrar sistemas de distribuição de 
energia elétrica operando próximos a seus limites operacionais, sobretudo no horário de ponta. Esta 
condição requer o monitoramento contínuo pela equipe de operação dos transformadores de 
potência das subestações e da curva de carga dos alimentadores (SOUSA, 2015). 
 Frequentemente as próprias manobras de interligação entre alimentadores solucionam o 
problema da interrupção dos blocos de carga, mas ocasionam uma condição de sobrecarga 
operacional, podendo ocasionar defeitos em virtude de pontos quentes (até mesmo rompimento de 
condutores e jumpers) e atuação da proteção em razão da sobrecarga (PRATES, 2018). 
Outro possível problema ocasionado pela condição de sobrecarga quando executada a 
transferência de cargas entre alimentadores são os distúrbios de qualidade de energia como 
flutuação de tensão e subtensão, o fornecimento de energia de um determinado bloco de carga não é 
interrompido mas na prática não é possível para os consumidores a utilização dos equipamentos 
elétricos (PRATES, 2018). 
Neste cenário é interessante uma associação entre o sistema Self Healing e uma funcionalidade 
de gestão automática de sobrecarga (Overload Management) que consiste no monitoramento dos 
valores operacionais de transformadores, alimentadores e trechos da rede de distribuição para 
identificar sobrecarga operacional (SOUSA, 2015). 
 Sendo detectada situação de sobrecarga, o sistema atua na reconfiguração do sistema de modo a 
transferir cargas entre os alimentadores e encontrar uma condição favorável de operação. Em um 
sistema com essa composição calcula-se previamente a possibilidade de sobrecarga operacional 
gerada por manobras de reconfiguração da rede, sendo detectada essa possibilidade, a lógica pode 
selecionar de imediato manobras adicionais para otimizar a distribuição das cargas nos 
alimentadores existentes (SOUSA, 2015). 
Em situações críticas, pode não haver capacidade disponível nos alimentadores da rede de 
distribuição para redistribuição de cargas, sendo desejável o corte de blocos de cargas menos 
prioritários do sistema. O corte de cargas nos casos de impossibilidade de transferência é a melhor 
 
 36 
alternativa para evitar um desligamento de todo o sistema, por defeito ou atuação da proteção. 
Deve-se então acrescentar à funcionalidade de Overload Management a filosofia de corte de carga 
definindo como prioridade cargas críticas como hospitais, centros comerciais e distritos industriais 
(SOUSA, 2015). 
É comum nos equipamentos de controle e automação de redes de distribuição a combinação 
entre as funcionalidades de Self Healing e gestão de sobrecarga. Esta abordagem reduz a 
necessidade de operadores no COD e garante a execução de ações em intervalos de tempo menores, 
proporcionando aos usuários do sistema maior disponibilidade e confiabilidade do serviço prestado 
pelas distribuidoras (EATON, 2019). 
 
3.4 - SISTEMAS DE COMUNICAÇÃO 
As soluções de telecomunicações são primordiais na implantação e funcionamento de um 
sistema Self Healing e impactam diretamente no sucesso ou fracasso da recomposição automática 
através da lógica FLISR. Independente da topologia do Self Healing é fundamental um sistema de 
comunicação robusto com alta confiabilidade para que os IEDs espalhados pela rede consigam se 
comunicar com os dispositivos de controle, e estes por sua vez com o sistema SCADA para uma 
atuação acertiva do COD (MOREIRA, 2014). 
Quando existem equipes atuando na rede, sejam de linha viva ou linha morta, em situações de 
manutenção corretivas ou preditivas são desabilitadas as lógicas de recomposição automática e os 
IEDs tem sua função de religamento bloqueada visando a segurança dos colaboradores que estão 
intervindo na rede (DE PAULO, 2018). 
3.4.1 - PRINCIPAIS MEIOS DE COMUNICAÇÃO 
A seguir serão apresentados os principais meios de comunicação utilizados na automação de 
redes de distribuição (MOREIRA, 2014). 
 
3.4.1.1 - TELEFONIA MÓVEL 
Consiste na comunicação via pacote bidirecional GSM (Global System for Mobile 
Comunications) sob GPRS (General Packet Radio Service), as mesmas tecnologias de telefonia 
móvel utilizadas nos celulares e smartphones. Em razão da grande cobertura em território nacional e 
confiabilidade deste meio de comunicação nos grandes centros urbanos, a comunicação via GPRS 
predomina nos sistemas de automação de redes de distribuição de energia elétrica. Destaca-se 
 
 37 
também implantação desta tecnologia apresenta custo moderado e de rápida instalação (PRATES, 
2018). 
Entretanto, a utilização desta tecnologia é limitada pela área de cobertura das empresas do setor, 
que não está disponível ou não tem cobertura que atenda