Pesquisa Self Healing CEMAR

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XXII Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica
SENDI 2016 - 07 a 10 de novembro
Curitiba - PR - Brasil 
RONNIE SANTIAGO LOUREIRO Roberto Arturo Quezada Sales
Companhia Energética do 
Maranhão
Companhia Energética do 
Maranhão
ronnie.loureiro@cemar-ma.com.br
roberto.quezada@cemar-
ma.com.br
Bruno Simao Machado
Joao Marcos Fernandes 
Mendonca
Companhia Energética do 
Maranhão
Companhia Energética do 
Maranhão
bruno.simao@cemar-ma.com.br joao.mendonca@cemar-ma.com.br
Implantação de um Sistema de Self-Healing Centralizado e seus Impactos na Rede de Distribuição de Média 
Tensão da CEMAR.
Palavras-chave
ADMS
CIM-IEC61790
Self-Healing
Smart Grid
Resumo
A comprovada melhoria da eficiência operacional e dos indicadores de continuidade, possibilitada pelos 
investimentos em automação e telecontrole de equipamentos de manobra na rede de média tensão, fez com que 
o número desses equipamentos crescesse significativamente nas empresas distribuidoras de energia elétrica 
durante os últimos anos. Tal aumento tem possibilitado que um grande conjunto de ações de controle, que 
antes consumiam horas e necessitavam de deslocamento de equipes de campo, agora possam ser realizadas 
em alguns segundos pelo próprio centro de operação de tempo real.
Este artigo propõe-se a apresentar a experiência da CEMAR durante a aplicação do conceito de Self-Healing em 
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uma plataforma centralizada, desde a etapa de implantação, passando pelo comissionamento dos equipamentos 
de seccionamento e comunicação, até a operação do sistema, ressaltando as mudanças dos processos 
existentes e a quebra de paradigma na operação em tempo real. Também são apresentadas no artigo atuações 
reais, ressaltando o comportamento temporal das respostas do algoritmo e dos equipamentos, bem como seus 
impactos nos indicadores de continuidade da empresa. Por fim, são apresentadas as limitações do sistema, a 
visão de futuro e os benefícios que este tipo de solução pode trazer para a distribuidora e a sociedade em geral. 
 
1. Introdução
O setor elétrico, como uma das bases do sistema econômico, enfrenta hoje em dia grandes desafios para responder de 
forma ágil às crescentes demandas da sociedade pelo uso de uma energia de qualidade e com alta disponibilidade. Com 
isso em vista, a agência reguladora vem priorizando nos últimos anos um maior acompanhamento desses indicadores 
junto às concessionárias de energia elétrica, incentivando que as mesmas invistam em tecnologias e no aprimoramento 
de processos que resultem em um sistema de distribuição com melhores indicadores de continuidade. Uma das 
principais soluções voltadas para alcançar este objetivo está justamente na inserção, na rede de média tensão, de IED’s 
(Intelligent Electronic Devices) com recursos de supervisão e telecontrole. Porém, a inserção de tais recursos cria um 
novo cenário dentro das distribuidoras, demandando novas ferramentas computacionais para gerenciar a operação em 
tempo real de um grande número de equipamentos de forma segura e eficiente. Nesse interim surge a Smart Grid, que 
consiste basicamente na otimização e gerenciamento do sistema elétrico, desde a geração até o consumo, utilizando 
para isso sensores, monitoramento, acesso remoto, automação e sistemas integrados visando melhorias dos sistemas 
elétricos [1]. Como uma das funcionalidades da Smart Grid, o Self-Healing vem com o objetivo de melhorar a 
confiabilidade da rede e ter uma resposta rápida quando ocorre uma falha na rede de distribuição, isolando a falta e 
recompondo parcialmente trechos desenergizados, com pouca ou nenhuma intervenção humana [2]. Diante desse 
contexto, este trabalho apresenta a experiência da CEMAR na implantação de um sistema centralizado de self-healing, 
que utiliza uma infraestrutura de comunicação de alto desempenho, para manobrar equipamentos controlados por 
diferentes IED’s instalados na rede de 13,8kV.
São apresentadas neste trabalho as características do sistema de automação e controle implantado, a filosofia de 
operação do sistema de Self-Healing centralizado, a arquitetura utilizada para integrar os dados do sistema GIS 
(Geographic Information System) e OMS (Outage Management System), a interface gráfica do sistema e os 
intertravamentos criados para garantir a segurança durante as atuações do sistema. Por fim, é apresentada uma análise 
de uma atuação real do sistema bem como seu impacto nos indicadores da empresa.
2. Desenvolvimento
2.1 Automação da Rede de Distribuição
 O processo de automação nos equipamentos da rede de distribuição da CEMAR tem início em 2007, na ilha 
de São Luís, com as primeiras chaves telecomandadas digitalizadas, inicialmente com finalidade de supervisão e 
telecontrole de abertura e fechamento. A arquitetura de comunicação era bastante simples e puramente serial, que 
ainda contou com a utilização da comunicação via GPRS (General Packet Radio Service). Com o avanço das 
tecnologias, este modelo se tornou ultrapassado e passou a apresentar falhas na sua operação. Em 2012, novos 
investimentos proporcionaram algumas mudanças na rede de comunicação, que a partir de então passou a utilizar, em 
20 chaves telecomandas, comunicação via fibra óptica baseada em uma arquitetura Ethernet. Em 2013, o montante de 
chaves telecomandadas conectadas à fibra óptica passou de 20 para 65 chaves telecomandadas. No ano de 2014 a 
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CEMAR atingiu o ápice nos investimentos na rede de distribuição na ilha de São Luís, possibilitando a integração de um 
total de 157 equipamentos de manobra à rede de fibra óptica.
A Figura 1 apresenta o modelo de arquitetura adotada para comunicação dos ativos na rede de distribuição da CEMAR, 
onde sua principal característica é a redundância, dada por um anel de fibra óptica.
 
FIGURA 1 – Arquitetura de comunicação da Rede de Distribuição 
 
 A arquitetura utilizada é dividida em quatro níveis principais:
Nível 0: Formado por TP’s (Transformadores de potencial), TC’s (Transformadores de Corrente) e atuadores 
(chaves seccionadoras e religadores)
Nível 1: Formado por relés digitais, IED’s e conversores de mídia (elétrico/óptico);
Nível 2: Formado por UTR’s (Unidades Terminais Remotas), switches e modens GPRS;
Nível 3: Se encontra o sistema de monitoramento e controle (SCADA).
 
 Os dados utilizados no monitoramento e controle são coletados por TP’s, TC’s e digitalizados pelos IEDs nos 
Níveis 00/01. Em seguida esta informação é enviada via protocolo DNP 3.0, passando pelos switches ópticos para a 
unidade terminal remota, onde é concentrada no Nível 02. Em seguida, ainda utilizando DNP 3.0, os dados seguem para 
o SCADA no Nível 03, onde as informações são apresentadas em telas sinóticas para os controladores despachantes de 
tempo real.
 É importante observar que nesta arquitetura aprofundam-se conceitos inerentes a sistemas de informação e 
segurança de redes, uma vez que os equipamentos de comunicação estão distribuídos pela rede de distribuição, 
vulneráveis, portanto, a ações de invasores. Para contornar esta problemática, conceitos de Redes Locais Virtuais 
(VLANS), classes de IP e máscara de rede são utilizados, com o intuito de criar redes independentes e limitar a 
quantidade de IP’s válidos, aumentando assim a segurança da rede.
 Além de riscos de ataques cibernéticos, este sistema de comunicação está exposto constantemente a 
intervenções acidentais de terceiros, uma vez que os cabos de fibra óptica, utilizados neste sistema de comunicação, 
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seguem o mesmo trajeto das redes aéreas de distribuição. Como podemos observar na Figura 1, os equipamentos de 
comunicação, localizados no Nível 02, possuem meios redundantes para envio de informações. Inicialmente as 
informações podem seguir o fluxo da UTR para os relés através do caminho Trecho 03, Trecho 02 e Trecho 01. Se em 
uma situação hipotética, um poste que sustenta a fibra no Trecho03 é abalroado, causando o rompimento desta, 
automaticamente o Trecho 04 entra em operação, garantindo assim a comunicação do sistema até que a falha seja 
corrigida. Essa migração automática é possível devido ao protocolo Spanning Tree, configurado nos switches.
 
2.2 O Módulo Self-Healing
 Entre as várias soluções homologadas, a opção escolhida pela engenharia da CEMAR foi a solução proposta 
pela empresa PowerSysLab LTDA, em parceria com a Elipse Software LTDA, que funciona como um módulo do atual 
Sistema SCADA, Elipse Power®, já utilizado pela companhia, o que não demanda infraestrutura extra de TI. Além disso, 
como esta solução é baseada em software que utiliza drivers de protocolo para comunicar com os equipamentos de 
campo, a interoperabilidade é mantida, possibilitando a comunicação com IED’s de diferentes fabricantes. Lógicas 
adicionais podem ser acrescentadas através de script e um simulador baseado no fluxo de carga permitiu simular 
diversas situações reais antes de colocar o sistema em operação.
 Baseado no modelo elétrico importado do sistema GIS e nas medidas e comandos dos equipamentos 
telecomandados, o módulo self-healing monitora constantemente o carregamento do sistema e a indicação de atuações 
permanentes do sistema de proteção, para então verificar as ações que devem ser tomadas para minimizar a carga 
desenergizada. Ao detectar uma violação do limite operacional de corrente, ou uma atuação da proteção, o sistema de 
self-healing calcula quais equipamentos devem ser operados e inicia o envio de comandos de abertura e fechamento.
 
2.2.1 Princípio de Operação
 O módulo self-healing se utiliza de algoritmos próprios e de outros estudos, como o Fluxo de Potência e o 
Processador Topológico, que acessam todas as informações disponíveis para fazer uma profunda análise na rede e 
identificar a melhor maneira possível de ser realizado de forma remota, priorizando restabelecer a maior carga possível 
de forma segura e estável. A sequência de atuação do módulo self-healing é iniciada mediante a detecção de qualquer 
evento de restabelecimento ou sobrecarga dos equipamentos de campo. O módulo procura sequências de manobras 
que não violem o limite de corrente de nenhum equipamento impactado pela manobra, buscando primeiramente 
restabelecer a maior carga possível, privilegiando sequências com menos manobras para simplificar a operação e evitar 
a degradação dos ativos. Assim que identificada a manobra a ser executada, o módulo utiliza o sistema SCADA para 
solicitar a configuração adequada de grupo de ajuste de proteção de cada equipamento a ser manobrado. Após a 
confirmação desta configuração, são enviados os devidos comandos de abertura ou fechamento, que também deverão 
ser confirmados para dar continuidade ao procedimento. A Figura 2 ilustra o fluxo de operações realizadas pelo sistema.
 
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FIGURA 2 – Fluxo de operações do módulo self-healing.
 
 O módulo faz diversas verificações para assegurar a qualidade das informações consideradas. Em caso de 
inconsistências no estado atual ou pré-falta da rede de distribuição, o tratamento é abortado. Cada equipamento possui 
uma medida que informa sua disponibilidade para participar de uma solução ou gerar um evento de recomposição. 
Caso este equipamento não esteja em condições normais de operação, ele se torna indisponível para o self-healing. 
Além disso, os eventos de restabelecimento e sobrecarga são configuráveis, para assegurar que só irão ocorrer no 
momento certo, como por exemplo, ao fim do ciclo de religamento de um equipamento de proteção, ou após um 
determinado tempo da detecção de uma sobrecarga.
 
2.2.2 Princípio de Operação
 Um grande diferencial desta ferramenta é a capacidade de integração com os sistemas GIS e OMS [3]. A Figura 
3 representa o princípio de funcionamento da plataforma de integração SCADA-ADMS/GIS/OMS.
 
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FIGURA 3 – Princípio de Funcionamento da Plataforma de Integração SCADA-ADMS/GIS/OMS.
 
 A seguir é apresentada a descrição de cada um dos fluxos de dados apresentados na Figura 3:
1. O driver de importação do GIS realiza a leitura das informações cadastrais dos equipamentos elétricos que 
constituem a rede MT. Nessa integração são importadas informações como: Identificador único, nome do 
equipamento, sigla, posição geográfica, conectividade, parâmetros elétricos, fase elétrica, limites operacionais, 
etc.
2. Uma vez realizada a leitura do cadastro do GIS, são realizados os procedimentos de importação e 
sincronismo responsáveis por manter o banco local do SCADA-ADMS atualizado. Esse procedimento evita que 
a mesma informação tenha que ser manualmente cadastrada em dois sistemas diferentes, aumentando a 
segurança e a eficiência da solução apresentada. 
3. Uma vez que o cadastro da rede está disponível no banco local, um módulo de esquematização de redes 
[4] executa a leitura do modelo topológico da rede para realizar o procedimento de simplificação e 
ortogonalização da rede.
4. Após concluir o processo de esquematização, as telas de operação são criadas e podem ser customizadas 
para contemplar informações específicas de operação.
5. A geração da estrutura de dados CIM - IEC 61970 [5] é criada a partir da base de dados do Power Model 
DB, possibilitando a contextualização das informações de tempo real no modelo de dados do sistema.
6. Para permitir que o SCADA-ADMS tenha acesso aos estados de chaves sem supervisão (chaves 
operadas pelas equipes de campo), é desenvolvido um driver de integração com o sistema OMS.
7. Atualização dos estados de chaves sem supervisão na estrutura de dados CIM.
8. Atualização de equipamentos supervisionados (disjuntores e religadores) na estrutura de dados CIM.
9. Atualização dos diagramas de operação para apresentação do estado atual da rede, facilitando a correta 
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interpretação de seu estado operativo e agilizando na verificação das atuações do self-healing.
 
 A Figura 4 ilustra a representação geoespacial de parte de uma rede de distribuição na região metropolitana de 
São Luís do Maranhão – Brasil. A rede é composta por seis alimentadores interconectados, sendo as cores no diagrama 
correspondentes aos seus respectivos alimentadores. A Figura 5 ilustra um diagrama gerado automaticamente pelo 
módulo esquematizador de redes, onde é possível observar o mesmo alimentador da Figura 4, porém, com os 
elementos selecionados, no caso, chaves faca, chaves fusível e os equipamentos telecomandados presentes neste 
alimentador, além das interconexões com os alimentadores vizinhos. Através dessa representação esquemática é 
possível identificar os equipamentos com recurso de telecontrole que podem ser manobrados pelo módulo de self-healing
, bem como as chaves sem supervisão que podem alterar o estado topológico do sistema e influenciar na tomada de 
decisão automática.
 
FIGURA 4 – Representação geoespacial de parte da rede de distribuição de São Luís – MA, BR.
 
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FIGURA 5 – Tela gerada pelo esquematizador para um alimentador específico.
 
2.2.3 Implementação
 O módulo Self-Healing foi implementado com os equipamentos localizados na cidade de São Luís em uma região 
urbana, onde foram instalados 55 novos religadores e aproveitadas algumas chaves seccionadoras já existentes no 
parque da companhia, sendo necessário, em algumas situações, o reposicionamento destas. A divisão foi realizada pela 
área de pré-operação da companhia em três circuitos, levando em consideração critérios de manobra e divisão de 
cargas.
 O primeiro circuito de distribuição envolve 13 religadores provenientes de cinco subestações, 16 religadores de 
poste e 9 chaves telecomandadas. O segundo circuito permite recomposição entre 21 religadores provenientes de oito 
subestações, 34 religadores de postee 13 chaves telecomandadas. O terceiro circuito, mais simples, permite 
recomposição entre 6 religadores provenientes de duas subestações, 6 religadores de poste e 2 chaves 
telecomandadas. A Figura 6 ilustra o diagrama gerado no SCADA com os dispositivos telecomandados presentes no 
terceiro circuito.
 
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FIGURA 6 – Circuito de Distribuição simplificado com funcionalidades self-healing.
 
 Todo processo de instalação, realocação, comissionamento e configuração dos equipamentos foi realizado pela 
CEMAR. Durante a configuração do módulo self-healing foi definido condições que o restabelecimento só seria iniciado 
quando todas as seguintes condições fossem satisfeitas:
Estado aberto;
Atuação da proteção 50F, ou 50G, ou 51F, ou 51G;
Função Religamento bloqueada (lockout) ou desabilitada;
Self-Healing habilitado.
 
 Também foi definido que o self-healing somente seria iniciado devido a sobrecarga quando as seguintes 
condições fossem satisfeitas:
Corrente atual maior que 90% da Corrente de PickUp, por um período maior que um minuto;
Self-Healing habilitado.
 
 Também foi definido que um equipamento só estaria habilitado a participar do self-healing quando as seguintes 
condições fossem satisfeitas:
Funcionamento da chave em estado normal;
Chave Local/Remoto em estado remoto;
Comunicação em estado normal;
Fonte de alimentação em estado normal;
Bateria em estado normal.
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2.2.4 Atuação Real do Módulo Self-Healing
 No dia 03 de fevereiro de 2015, o sistema de self-healing teve sua primeira atuação concluída com sucesso no 
circuito 3, onde após a atuação permanente da proteção do disjuntor 11C1 (Alimentador 1) da subestação IAQ (Itaqui), 
devido a uma árvore na rede, o mesmo finalizou seu ciclo de religamento e foi a lockout, dando início à atuação do 
módulo self-healing, que isolou o trecho entre o disjuntor da subestação 11C1 e o religador de poste 2752239, e 
recuperou o trecho desenergizado através do alimentador 11C5 (Alimentador 5), também pertencente a subestação IAQ. 
Nesta ocorrência foram recuperados 9.463 clientes de um total de 9.756 do Alimentador 1, concluindo toda a operação 
em 10 segundos. A Figura 7 retrata o circuito de distribuição após recomposição executada pelo módulo self-healing.
 
FIGURA 7 – Circuito de Distribuição simplificado com funcionalidades de Self-healing.
 
 A Tabela 1 abaixo mostra os dados extraídos dos eventos do SCADA-ADMS para esta ocorrência. É importante 
observar que o sistema de self-healing levou apenas 132 milesegundos para calcular a sequência de manobras a ser 
executada e que o comando de abertura do religador 2752239 levou 5 segundos para receber sua confirmação e o 
comando de fechamento do religador 0016659 levou mais 5 segundos, totalizando 10 segundos para isolar a falta e 
recompor o circuito desenergizado.
 
TABELA 1 – Tabela de eventos do SCADA-DMS para atuação do dia 02 de Fevereiro de 2015.
Hora SCADA Eventos
10/12
2015-02-03 03:53:13.455
 *** New restoration trigger raised for (IAQ.B11C1.11C1) at (2015-02-03 03:53:54.525) ***
2015-02-03 03:53:13.974 Computing best switching combination...
2015-02-03 03:53:14.105 Best switching combination found is (IAQ-01C5.0016659 closed, IAQ-01C1.2752239 open)
2015-02-03 03:53:14.105 Computing best switching sequence...
2015-02-03 03:53:14.105 Best switching sequence found is (open IAQ-01C1.2752239, then close IAQ-01C5.0016659)
2015-02-03 03:53:14.106 Operations to be performed in sequence are:
2015-02-03 03:53:14.106 - OPEN switch (IAQ-01C1.2752239)
2015-02-03 03:53:14.106 - CLOSE switch (IAQ-01C5.0016659)
2015-02-03 03:53:14.106 Requesting to OPEN switch (IAQ-01C1.2752239)
2015-02-03 03:53:18.463 Requested switching operation (OPEN switch (IAQ-01C1.2752239)) was done
2015-02-03 03:53:18.541 Requesting to CLOSE switch (IAQ-01C5.0016659)
2015-02-03 03:53:23.548 Requested switching operation (CLOSE switch (IAQ-01C5.0016659)) was done
2015-02-03 03:53:23.548 *** Contingency (Restoration in (IAQ.B11C1.11C1)) treatment finished successfully ***
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Nesta ocorrência, além do grande ganho no tempo de recuperação parcial das cargas, esta ferramenta 
potencializou os recursos de operação e manutenção, uma vez que o controlador despachante de tempo real se ocupou 
em enviar as equipes de plantão para percorrer somente o trecho entre a subestação IAQ e o religador de poste 
2752239, ainda com defeito. O módulo não realiza o retorno do circuito ao estado natural, sendo estas manobras 
realizadas pelos controladores em momento oportuno, após normalização do circuito.
 
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3. Conclusões
 Neste trabalho são apresentadas as características da rede de distribuição de média tensão (13,8KV) da 
Companhia Energética do Maranhão – CEMAR levando em consideração a arquitetura de comunicação, baseada em 
fibra óptica e a capacidade de recomposição automática através do módulo de self-healing. A solução utilizada é 
centralizada e funciona como um módulo do sistema SCADA-ADMS, onde o grande diferencial desta solução é a 
manutenção das lógicas de controle e a integração entre as ferramentas GIS e OMS já existentes na companhia, 
proporcionando a geração de telas automaticamente que facilitam a operação em situações de contingência. Um 
exemplo de atuação real demonstra o funcionamento da ferramenta ressaltando o tempo para execução das manobras. 
Como esta solução também leva em consideração eventos de sobrecarga, os desligamentos podem ser evitados, 
representando um grande ganho, não só para o indicador de duração, DEC, mas também para a frequência com que as 
faltas acontecem, representadas pelo indicador FEC. 
4. Referências bibliográficas
[1] C.W.Gellings, The Smart Grid: Enabling Energy efficiency and Demand Response. Lilbum, GA: Fairmont Press, 
2009, p.1.
[2] S. Mohan, K.Bhalerao, S.A.Khaparde, A Review of Self healing applications in Smart Grids, Power and Energy 
Systems, Fifth International Conference, Nepal, October 2013, pp.28–30.
[3] Z. Pei, L. Fangxing, and B. Navin. Next-Generation Monitoring, Analysys, and Control for the Future Smart 
Control Center; IEEE Trans. SMART GRID, vol.1, no. 2, September 2010, pp. 186?192.
[4] Kober, F., Lorensi, L., Arantes, M., Torres, T., De Paula, L., Pinheiro, A., Loureiro, S.
Automatic generation of one-line schematic diagrams of distribution networks; Power Systems Conference (PSC), 2015 
Clemson University, pp. 1-5.
[5] IEC 61970, “Energy management system application program interface (EMS-API) - Part 301: Common Information 
Model (CIM) base”, International Standard IEC, 2005.
_________________________________________ 
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http://ieeexplore.ieee.org/search/searchresult.jsp?searchWithin="Authors":.QT.Lorensi, L..QT.&newsearch=true
http://ieeexplore.ieee.org/search/searchresult.jsp?searchWithin="Authors":.QT.Arantes, M..QT.&newsearch=true
http://ieeexplore.ieee.org/search/searchresult.jsp?searchWithin="Authors":.QT.Torres, T..QT.&newsearch=true
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