Distribuiçao de Energia Eletrica

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RESUMO
A aplicação de transformadores de distribuição nos sistemas
das concessionárias exige uma série de providências e avalia-
ções, sejam elas referentes aos próprios equipamentos, bem
assim, aos diversos fenômenos envolvidos na operação dos
referidos sistemas.
A ligação delta-estrela, apresenta particularidades exclusivas,
tais como, dificuldades na aplicação de fusíveis nos primários
e probabilidades de ferroressonâncias.
Além disso, um curto fase-terra no secundário provoca cor-
rentes nos enrolamentos primários iguais em p.u. às correntes
dos enrolamentos secundários. Porém, as correntes nas linhas
de entrada são reduzidas pelo fator 3 , dificultando assim a
eliminação de um defeito num ponto afastado dos referidos
transformadores.
Verificou-se que o carregamento de troca não deve ser superi-
or a 140% e que o carregamento de máxima eficiência poderia
ser modificado.
Foram analisadas as taxas de falha e estudados os limites
mecânicos e térmicos no curto-circuito, bem assim, as tempe-
raturas finais nos enrolamentos após a ocorrência das faltas.
Concluiu-se que nos transformadores de distribuição o limite
térmico é que governa os projetos das unidades para suportar
os curto-circuitos.
O trabalho também contempla a verificação dos tempos de
operação dos fusíveis primários para defeitos fase-terra e as
sobretensões causadas nas fases não envolvidas no curto-cir-
cuito (fases sãs).
Foram também realizados ensaios destrutivos em 7 (sete) uni-
dades, objetivando validar-se as conclusões dos estudos.
PALAVRAS-CHAVE
Carregamento de troca. Ensaios destrutivos. Limites térmicos
e mecânicos. Sobretensões nos secundários. Transformadores
de distribuição.
 I. INTRODUÇÃO
Este trabalho se constitui num resumo do Projeto de
P&D-06, ciclo 2000/2001 da COELBA [1] com o mesmo
título, tendo sido incluídos os capítulos de maior relevância.
Assim é que foram avaliadas as taxas de falha das di-
versas Territoriais da COELBA, bem assim, analisados os
diagnósticos/avarias em 1309 transformadores retirados,
levantada a parte ativa, inspecionados o óleo, painel,
enrolamentos, núcleo e fixações. A Tabela 1 a seguir resu-
me as prováveis causas das citadas avarias.
TABELA 1
Diagnóstico de Avarias Analisadas
item Avaria/Diagnóstico Nº de unidades %
1 Penetração de água 60 4,58
2 Baixo nível de isolamento 80 6,11
3 Curto-circuito externo 497 37,96
4 Curto-circuito interno 202 15,43
5 Descarga atmosférica 30 2,29
6 Interrupção no painel 16 1,22
7 Desequilíbrio de fases 104 7,94
8 Sobrecarga 320 24,45
9 TOTAL 1309 100
 II. CARREGAMENTO DE TROCA
O carregamento de troca pode ser definido:
a) em função do carregamento de troca admitido, do car-
regamento inicial e da taxa de crescimento da carga.
b) em função do custo ao longo do ciclo de vida do trans-
formador (LCC).
c) em função da perda de vida provável das unidades.
A hipótese a) é analisada partindo-se de um dado car-
regamento de troca, um carregamento inicial e da taxa de
crescimento da carga, chegando-se facilmente ao tempo
de substituição em anos.
Por outro lado, o custo ao longo dos anos, pode ser
determinado em função do custo inicial do transformador
incluindo instalação, custo inicial das perdas, carregamen-
to inicial, taxa de crescimento da carga, escalada de preços
de energia elétrica, taxa de remuneração do capital, perdas
Contribuição ao Estudo e Aplicação de
Transformadores de Distribuição no Sistema
Elétrico da COELBA
Carlos F. Ribeiro, Marcos V. A. Alvares, Bernardo Gustavo P. Ortega e Caiuby A. Costa
Carlos F. Ribeiro trabalha na NORSUL Engenharia e Consultoria Ltda
(e-mail: norsul@cpunet.com.br)
Marcos Vinicius A. Álvares trabalha na COELBA, GEM (e-mail:
malvares@coelba.com.br).
Bernardo Gustavo Paez Ortega é professor da Escola Politécnica da
UFBa (e-mail: gpaez@uol.com.br).
Caiuby A. da Costa, Dr. Engº. é professor da Escola Politécnica da
UFBa (e-mail: caiuby@ufba.br)
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nominais da unidade e número de anos do período de aná-
lise considerado. Este método é chamado de “Life Cycle
Costing – LCC” e alguns dos resultados obtidos são mos-
trados na Tabela 2 a seguir, a título de exemplo.
TABELA 2
Custo dos Transformadores ao Longo da Vida Útil, “Life
Cycle Costing - LCC”, Classe 15 kV, 75 kVA
Carreg. Carreg. Taxa de Tempo de Valor presente
de troca inicial cresc. da substituição do custo
(%) (%) carga (%) (anos)* Total (R$)
140 40 5 25,67 30820
10 13,14 22378
60 5 17,36 32939
10 8,9 22124
80 5 11,46 30331
10 5,87 19620
160 40 5 28,41 34070
10 14,54 28519
60 5 20,1 40360
10 10,29 25745
80 5 14,2 40052
10 7,27 23797
Custo de aquisição e instalação do transformador: R$ 2.530,35
*Calculado em função do carregamento de troca, do carregamento ini-
cial e da taxa de crescimento da carga
Quanto à hipótese c), a determinação da perda prová-
vel de vida em função do carregamento de troca esbarra na
perda adicional de vida em curto-circuito, conforme expli-
cado nas Tabelas 3, 4 e no item IV. Assim é que, qualquer
análise a ser feita, tem que levar em conta o tempo em que
os transformadores são submetidos aos curto-circuitos com
a operação retardada dos fusíveis primários de proteção.
Em vista do exposto e de acordo com práticas inter-
nacionais, para um carregamento de troca de 140% ocorre
estatisticamente uma perda de vida de 15%. Para um car-
regamento de troca de 160%, ocorre uma perda de vida de
40%. Em qualquer caso considera-se o tempo de vida “nor-
mal” de uma unidade de 25 anos, conforme tabela a seguir.
TABELA 3
Carregamento de troca (%) Vida útil das unidades (anos)
120 25
140 21
160 15
Quando um dado transformador é submetido a um
ciclo de carga dando lugar a uma ponta maior do que a
potência nominal e a duração desta é superior a 2 horas, há
que se considerar o aumento das perdas no ferro, que de-
pende da tensão aplicada no primário. Assim, os “taps”
deverão estar de acordo com o valor da carga de substitui-
ção. Aplicando-se a expressão utilizada na Alemanha [2].
2
max 100
5110V 


−=
λ
ter-se-á
TABELA 4
Carregamento de troca (%) Tensão máxima no primário (%)
120 102.8
140 100.2
160 97.2
Em vista do exposto e levando-se em conta que os
transformadores de distribuição podem ser submetidos a
tensões no período de ponta da ordem de 105%, não são
recomendáveis carregamentos de troca superiores a 140%.
Além disso, os carregamentos iniciais deverão ser tais, para
que o tempo de substituição esteja compreendido entre 8 e
15 anos, no mínimo, a fim de se evitar um volume consi-
derável de trocas de transformadores por ano, acarretando
despesas adicionais e problemas com interrupções progra-
madas afetando consumidores.
III. CARREGAMENTO
DE MÁXIMA EFICIÊNCIA
O projeto de um transformador exige a fixação de limi-
tes iniciais das perdas no ferro e no cobre. A raiz quadrada
da relação entre as perdas no ferro e as perdas no cobre
indica o carregamento de máxima eficiência em por unidade
(p.u.). Os limites da densidade de corrente nos enrolamentos
se situam entre 2,5A/mm² e 3A/mm² para transformadores
com resfriamento natural a óleo. A densidade de fluxo
(indução) de trabalho é uma função do tipo e corte das cha-
pas de aço e seu valor médio corresponde a 1,45 Teslas.
Partindo-se de uma dada densidade de corrente e um valor
estabelecido de indução no núcleo, pode-se facilmente cal-
cular a relação entre o peso do núcleo e o peso do cobre.
Desta maneira, pode-se construir a TabelaV onde são
mostradas as relações de perdas no ferro para as perdas no
cobre, carregamento de máxima eficiência e a relação entre
os pesos do ferro e do cobre. Foram considerados dois valo-
res da densidade de corrente, de 2,5 A/mm² e 3 A/mm².
TABELA 5
RELAÇÃO GF/GC DO PESO DO NÚCLEO/PESO DO COBRE, PARA
TRANSFORMADORES DE DIST. COM DENS. DE CORRENTE DE 3 A/
mm² E 2,5 A/mm² E INDUÇÃO DE PROJETO DE 1,45 T.
Relação Carga de Relação Gf / Gc
de perdas máxima Densidade de Densidade de
(p.u.) eficiência (%) corrente de 3 A/mm2 corrente de 2,5 A/mm2
0,25 50 1,58 1,10
0,33 58 2,11 1,47
0,40 63 2,53 1,76
0,50 71 3,16 2,20
1,00 100 6,32 4,40
Observa-se que o carregamento de máxima eficiência
deverá ser conciliado com o carregamento de troca. As-
sim, para o carregamento tradicional de troca de 100%, o
projeto convencional indica uma relação de perdas de 1:3
que corresponde a uma carga ou máxima eficiência de 58%.
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Para um carregamento de troca de 140%, a relação de per-
das deveria ser no mínimo de 1:2 e o carregamento de
máxima eficiência de 71%. Isto implicará num aumento de
cerca de 50% na relação do peso do núcleo para o peso do
cobre, significando um acréscimo substancial do peso e
custo da unidade, inclusive do óleo, além de dificultar o
manejo do transformador, em troca de um melhor rendi-
mento durante a vida útil do mesmo.
Além do exposto, a filosofia de projeto das unidades
teria que ser revista, sendo necessária a construção de pro-
tótipos, o que demandaria tempo e custos adicionais.
IV. LIMITES OPERACIONAIS
EM CURTO-CIRCUITO
Os limites operacionais dos transformadores são es-
tabelecidos conhecendo-se a corrente de curto-circuito
brusco, isto é, a corrente transitória, considerando-se seu
valor máximo.
Os reflexos dessa corrente se manifestam produzindo
efeitos mecânicos e térmicos. Nos transformadores de po-
tência, os efeitos mecânicos são predominantes, ao passo
que, nos transformadores de distribuição os efeitos térmi-
cos é que determinam os limites operacionais em curto-
circuito. Isto é devido ao diâmetro das bobinas e a espes-
sura radial do enrolamento, fatores esses que são maiores
nos transformadores de potência [3].
A corrente de curto-circuito em função do tempo é dada
pela expressão
( ) ( ) ( ) 



θ−ϕ−θ−ϕ+ω
+
=
− t
L
R
kk
M k
k
ecostcos
XR
V
ti 0022
onde VM é a tensão máxima senoidal, Rx e Xk são, res-
pectivamente, a resistência e reatância de curto-circuito,
ω a freqüência angular da tensão, 0ϕ o ângulo de
chaveamento, θ o ângulo interno do circuito do transfor-
mador e t o tempo.
O valor máximo instantâneo da corrente de curto-cir-
cuito é dado pela expressão




+=
−
k
k
X
R
2
k
2
k
e1
XR
V2î
π
onde V é o valor eficaz da tensão aplicada
O número de ciclos necessários para a componente con-
tínua (transitória) se tornar desprezível pode ser dado por
k
k
R
X
N 73.0=
A Tabela 6 mostra as relações X/R, as componentes
transitória e alternada, bem assim, o número de ciclos para
a componente aperiódica se tornar desprezível.
TABELA 6
Característica de Curto-circuito em transformadores de
Distribuição – Classe 15 kV, 15 kVA.
Fab. Relação Corrente Máxima de Curto Circuito (p.u.) Nº de ciclos
Xk/Rk necessários para
(p.u.) Componente Componente Total a componente
alternada transitória transitória se
(simétrica) (contínua) tornar desprezível
A 1,52 39,07 4,97 44,04 1,11
B 1,5 38,85 4,78 43,63 1,09
C 1,64 41,59 6,1 47,69 1,19
D 1,22 40,64 3,09 43,73 0,89
E 1,43 40,76 4,54 45,3 1,05
F 1,67 38,22 5,83 44,05 1,22
G 1,28 42,22 3,64 45,86 0,94
H 1,73 39,07 6,34 45,41 1,26
J 1,36 43,25 4,27 47,52 0,99
K 1,45 41,96 4,81 46,77 1,06
A. Solicitações Mecânicas no Curto-circuito
As correntes que percorrem os enrolamentos de um
transformador dão origem a um fluxo de dispersão que se
compõe em cada ponto das linhas de campo, de uma com-
ponente radial e uma componente axial. Estas componen-
tes são responsáveis respectivamente, pelos esforços axial
e radial causados pela corrente de curto-circuito. Os esfor-
ços correspondentes são proporcionais ao produto da com-
ponente considerada pela corrente de curto-circuito. Como
as componentes do fluxo de dispersão são proporcionais
às correntes, estes esforços são portanto, proporcionais ao
quadrado da corrente de curto-circuito.
Os esforços radiais e axiais podem ser determinados
pelas expressões desenvolvidas por Stenkvist & Torseke,
Waters e Billig [3], [4], [5]. Na Tabela 7 são indicados os
valores para transformadores de 150 kVA.
Comparando os limites mecânicos com o limite tér-
mico sugerido por Stenkvist e Torseke, na Figura 1, onde
verifica-se que em vários transformadores de 45 kVA, por
exemplo, a densidade de corrente normal de curto-circuito
supera o limite térmico.
TABELA 7
Limites Mecânicos no Curto-circuito a depender da
Geometria e disposição dos enrolamentos – Classe 15 kV,
150 kVA
Fab. Dens. de Dens. de Esforço Tensão de Limite mec.
corrente corrente radial tração da dens. de
de projeto curto-circ. máx. (t) radial máx. corrente
(A/mm²) (A/mm²) (kgf/cm²) (A/mm²)
A 2,2 67,99 65,63 338,58 94,32
B 2,2 64,4 64,76 334,07 94,14
C 2,77 78,09 54,63 274,79 121,18
D 2,77 77,44 59,22 297,88 118,4
E 2,2 61,17 58,28 196,41 118,4
F 2,77 81,3 64,31 418,82 103,5
G 2,2 59,19 77,22 260,23 117,58
H 2,2 66,39 64,09 255,38 108,66
J 2,2 63,65 78,1 281,53 104,68
K 2,2 64,59 79,25 307,56 101,92
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FIGURA 1. Limites Mecânico e Térmico e Densidade de
Corrente de Curto Circuito de Transformadores
Classe 15 kV, 45 kVA
B. Solicitações Térmicas no Curto-circuito
As solicitações térmicas no curto-circuito são carac-
terizadas pela elevação de temperatura nos condutores e
no isolamento das bobinas causadas basicamente pelas per-
das ôhmicas no cobre.
Os critérios e teorias em que se baseia o estudo das
solicitações térmicas apresentam pequenas variações que
conduzem a resultados relativamente distintos. A
suportabilidade dos transformadores pode ser avaliada em
função do tempo máximo permitido no curto-circuito. Os
métodos utilizados neste trabalho foram o de Andé,
Küchler, Vidmar e da Energia Específica no Curto-circui-
to [1]. Como o método de Vidmar é bastante semelhante
ao de Küchler, apenas este último foi considerado na Figu-
ra 2 para transformadores de 15 kV, 15 kVA.
Assim, o método de Andé conduz a tempos maiores,
o de Küchler a valores intermediários e o método da Ener-
gia Específica no Limite Térmico a tempos menores.
FIGURA 2. Tempo Máximo Permitido no Curto-Circuito,
Transformadores de 15 kV, 150 kVA
C. Características Termomecânicas do Cobre e
Curva Combinada dos Limites Médios
Comparando-se a tensão de tração radial máxima sob
curto-circuito das unidades, com os valores da tensão de
tração radial máxima admissível no cobre (1000 kgf/cm²) e
tensão de escoamento a 200º C (6,4 kgf/mm²), chega-se
aos valores indicados na Figura 3. Verifica-se em todos os
casos que os esforços mecânicos se situam bastante abaixo
do máximo admissível no cobre, bem assim, abaixo da ten-
são de escoamento do cobre a 200ºC.
FIGURA 3. Tensão de Tração Radial Máxima em
Transformadores de Classe 15 kV, 45 kVA,
Comparada com as Tensões de Escoamento do
Cobre a 200º C e Admissível de Projeto
Fica portanto demonstrado que nos transformadores de
distribuição, os limites mecânicos não são críticos e que o
limite térmico é que governa as restrições em curto-circuito.
Tomando-se, outrossim, os limites mecânicos médios das
unidades de 15 kV pesquisadas, em comparação com o limite
térmico, verifica-se que à medida que a potência das unidades
aumenta, o limitemecânico se reduz, tendendo a alcançar o
limite térmico, conforme mostrado na Figura 4 a seguir.
FIGURA 4. Transformadores de Distribuição, Classe 15 kV,
Limites Mecânicos e Térmico
O andamento da curva do limite mecânico, conforme
a Figura 4, se deve basicamente ao aumento do diâmetro
das bobinas e para as unidades maiores, ao aumento do
diâmetro dos condutores.
Para transformadores de potência, a curva do limite
mecânico alcança valores inferiores ao limite térmico. As-
sim, nos transformadores de potência, a condição
governante é o limite mecânico.
De acordo com as conclusões deste trabalho, os trans-
formadores de distribuição deverão resistir a um ensaio de
curto-circuito nos terminais conforme especificado no item
VI, apresentando apenas sinais de efeitos térmicos, sem qual-
quer reflexos destrutivos originados por efeitos mecânicos.
D. Determinação das Temperaturas Finais em
Curto-circuito
Quando são conhecidos dados referentes à tempera-
tura inicial, densidade da corrente de curto-circuito e o tem-
po de eliminação da falta, pode-se calcular com boa apro-
ximação a temperatura final nos enrolamentos dos trans-
formadores, utilizando-se expressões matemáticas propor-
cionadas por algumas normas.
0
20
40
60
80
100
120
140
A B C D E F G H J K
Fabricante
D
en
s.
 d
e 
Co
rr
en
te
 (A
/m
m²
)
Limites
Mecânicos
Dens. de
Corrente
Curto-Circ.
Limite
Térmico
-
1
2
3
4
5
6
A B C D E F G H J K
FabricanteT
em
po
 M
áx
im
o 
Pe
rm
iti
do
 n
o 
Cu
rto
-C
irc
ui
to
 (s
)
Baseado na Energia
Específica no Limite
Térmico
Método de Küchler
Método de F. Ande
0
200
400
600
800
1000
A B C D E F G H J K
Fabricante
kg
f/c
m
²
Tensão de Tração
Radial Máxima
Tensão de
Escoamento no Cobre
a 200º C
Tensão de Tração
Radial Máxima
Admissível no Cobre
50
80
110
140
170
200
0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150 165 180 195 210 225 240
Potência do Transformador, kVA
D
en
si
da
de
 d
e 
Co
rr
en
te
 
(A
/m
m²
)
Limite Térmico Limites Mecânicos
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Neste trabalho são oferecidas sugestões com base em
normas americanas e alemãs bem assim pelo método clás-
sico alemão [1].
Apesar de em alguns casos, os tempos máximos permi-
tidos pelo método da Energia Específica terem sido meno-
res do que 2 segundos, foi tomado o tempo de permanência
dos curto-circuitos de 3 segundos para a aplicação dos mé-
todos das Normas ANSI, DIN/VDE e do método clássico
alemão. Os resultados são mostrados na Figura 5 para uma
temperatura inicial de 95ºC precedendo o curto-circuito.
Observa-se uma expressiva coerência entre os três
métodos em todas as unidades de diferentes fabricantes e
potências nominais.
FIGURA 5. Temperatura Final nos Enrolamentos dos
Transformadores de 15 kV e 112,5 kVA, após
Curto-circuito nos Terminais com 3 Segundos
de Duração – Temperatura inicial 95 ºC
V. SOBRETENSÕES NA REDE SECUNDÁRIA
CAUSADAS POR FALTAS À TERRA –
TEMPOS DE ABERTURA DOS FUSÍVEIS
O valor da corrente de curto-circuito no caso de uma
falta à terra na rede secundária depende da tensão pré-falta
e das impedâncias de seqüências positiva, negativa e zero.
A impedância de seqüência zero pode limitar o valor
da corrente a ponto de não causar a queima dos fusíveis
primários dos transformadores.
Por sua vez, a relação X0/X1 da reatância de seqüên-
cia zero para a reatância de seqüência positiva, é que de-
termina o coeficiente de aterramento e conseqüentemente,
a amplitude das tensões nas fases sãs, isto é, naquelas não
afetadas diretamente pela falta.
Os fusíveis de proteção dos transformadores devem
portanto ter duas funções principais:
• Proteger o transformador e a rede secundária associa-
da, contra os efeitos das correntes de curto-circuito.
• Proteger os aparelhos dos consumidores ligados às fa-
ses não envolvidas pela falta, eliminando o defeito num
tempo compatível com a suportabilidade de tensão dos
referidos aparelhos.
Os cálculos referentes aos níveis de curto-circuito
monofásico foram feitos segundo as seguintes hipóteses:
a) Curto-circuito fase-terra supondo o neutro no trans-
formador aberto e portanto, considerando o retorno ape-
nas pela terra.
b) Curto-circuito fase-neutro ou fase-terra admitindo re-
torno pelo neutro e terra.
No primeiro caso, por se tratar de uma condição ex-
tremamente crítica, foram verificadas as condições de aber-
tura (queima) dos fusíveis primários e tensões nas fases sãs
para transformadores da classe de 15 kV, de 15 / 30 / 45 /
75 / 112,5 / 150 / 225 kVA com condutores secundários de
bitolas 4, 2, 1/0, 2/0 e 4/0 CA AWG e faltas a 50, 100, 150,
200 e 300 metros distantes dos transformadores.
No segundo caso, foram considerados os mesmos
transformadores, nas mesmas condições do primeiro caso,
com as mesmas bitolas e um curto-circuito fase-neutro, ou
fase-terra com contato com o neutro. As bitolas menores,
# 4 AWG e # 2 AWG foram consideradas mesmo nos trans-
formadores maiores, admitindo-se a possibilidade da exis-
tência de ramais (derivações) eventualmente ligados ao
condutor tronco. Além disso, foi considerada uma alta
resistividade do solo, de 500 m.Ω , para o cálculo das
impedâncias de seqüência zero. Em todos os casos porém,
não foram consideradas faltas sob condições de resistência
de arco e sim, curto-circuitos francos.
Observa-se na hipótese a) que em grande parte dos
eventos, as correntes primárias não são suficientes para
causar a queima dos fusíveis, além de ocorrer severas
sobretensões em pelo menos uma das fases não envolvidas
no curto. É claro que se esta situação se mantiver durante
um período de tempo muito longo, haverá deterioração
dos fusíveis que certamente se queimarão após um tempo
indeterminado. O problema é tanto mais grave quanto mai-
ores forem as potências nominais das unidades.
São dois os reflexos principais neste caso; a perda adici-
onal de vida dos transformadores e a conseqüente queima dos
aparelhos dos consumidores ligados a uma das “fases sãs”.
Também na hipótese b) ocorrem muitos casos em que
as correntes de curto-circuito para a terra (neutro) não são
suficientes para causar a queima dos fusíveis primários,
provocando sobretensões perigosas, porém em menor in-
tensidade que aquelas referentes à hipótese a).
TABELA 8
Valores Percentuais das Tensões nos Aparelhos
Tensão Tempo de Tensão nominal do aparelho,V
resultante, abertura dos
V fusíveis, s 110 115 120 127
158 (b) 290 143,6 137,4 131,7 124,4
181(a) NO(*) 164,5 157,4 150,87 142,5
Nota (*) o fusível não queima num tempo definido, podendo vir
a operar após deterioração do mesmo, num tempo indefinido.
Objetivando comparar os valores máximos das ten-
sões indicadas na Tabela 8 com as tensões máximas permi-
tidas para capacitores até 660V de acordo com as normas
DIN/IEC 33/CO/67 e VDE 0560 [1], tem-se:
0
50
100
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 TABELA 9
Tensão Máxima Permitida e Duração para Capacitores até 600 V
Tensão de operação em (p.u.) Duração
1.10 8 horas / dia
1.15 30 minutos / dia
1.20 5 min
1.30 1 min
Observa-se que no caso de retorno pelo neutro e ter-
ra a 300 metros do transformador, capacitores com tensão
nominal de 127 V estariam sujeitos a uma sobretensão de
24.4%, mesmo assim, durante 290 segundos (4,83 min),
portanto, além dos limites das citadas normas.
No caso de computadores ou qualquer dispositivo ele-
trônico de informática, oslimites estabelecidos pela CBMA
[1] são ainda mais rígidos. Assim a tensão de 124.4% so-
mente poderá ser permitida durante cerca de 0.6 ciclos.
Pesquisas feitas por J. Harisson [1] com fabricantes
de computadores nos Estados Unidos, demonstraram que
tensões de 150% a 200% de origem transitória, poderão
ser suportadas durante, no máximo, 0,2 ms.
Por outro lado, a Resolução Nº 505 da ANEEL [7]
estabelece que, para tensões padronizadas, o limite superi-
or para sistemas trifásicos de 220/127 V corresponde a
1,06 p.u. para a faixa precária, isto é, 134,62 V. Acima
deste valor os aparelhos estariam na faixa crítica.
Pode-se analogamente analisar o caso de neutro in-
terrompido no transformador, para o qual, em qualquer
caso, as sobretensões seriam intoleráveis.
 VI. ENSAIOS DESTRUTIVOS
De acordo com o que foi demonstrado no item IV
deste trabalho, o limite térmico dos transformadores de
distribuição é mais crítico que o limite mecânico. Desta
maneira, quando os transformadores forem submetidos a
curto-circuito nos terminais, deverão ocorrer vazamentos
de óleo pelas juntas da tampa antes das unidades falharem
mecanicamente. Quando um transformador de distribuição
apresenta inicialmente falha mecânica com danificação dos
enrolamentos, pode-se afirmar com segurança que a uni-
dade foi mal projetada e/ou mal construída.
Objetivando validar o que foi exposto no item IV, foram
realizados ensaios destrutivos em 7 (sete) unidades da classe
de 15 kV, de potências nominais de 15/30(2)/45/75/112.5 e
150 kVA, inclusive um transformador de 30 kVA que tinha
sido danificado, tendo sido recondicionado pela TRACOL.
Os ensaios foram realizados no IEE - Instituto de
Eletrotécnica e Energia da Universidade de São Paulo -
USP, de acordo com especificações NORSUL, nº NS-CO-
ESP-350-01-02, para curto-circuitos nos terminais sob ten-
são constante no primário. Foram aplicadas tensões cor-
respondentes ao maior “tap” do primário com o secundá-
rio em curto-circuito durante 3 segundos, repetidas a cada
5 minutos até verificar-se qualquer anomalia.
As correntes primárias e secundárias foram medidas e
oscilografadas, a fim de se verificar as eventuais deforma-
ções das ondas correspondentes.
Os resultados obtidos são mostrados na Tabela 10 a seguir.
TABELA 10
Ensaios Destrutivos em Transformadores, Classe de 15 kV em
Curto-circuito durante 3 segundos, repetidos a cada 5 minutos
Transfor- kVA Nº de Observação
mador Aplicações
T1 15 40 Não foi observada qualquer anomalia.
T2 30 22 Deformação da forma de onda na 22ª aplicação.
T3 30 21 Deformação das envoltórias após a 21ª aplicação.
Este transformador tinha sido recondicionado
na TRACOL.
T4 45 40 Óleo (interno) borbulhando após a 40ª aplicação
T5 75 7 Deformação da forma de onda após 7ª aplicação.
T6 112,5 28 Vazamento de óleo pela tampa de inspeção do
comutador após a 28ª aplicação.
T7 150 1 Após a 1ª aplicação o transformador expeliu
óleo através da tampa de inspeção da chave
comutadora (ver Fotos nº 1 e nº 2).
As Figuras 1 e 2 referentes ao transformador T7 são
mostradas a seguir, verificando-se a total deformação das
bobinas secundárias resultantes de tensões radiais principal-
mente, apresentando ainda deformações devidas às tensões
axiais (colapso nas bobinas). O fabricante deste transforma-
dor tinha sido anteriormente credenciado pela COELBA, sen-
do que após este ensaio, o mesmo foi descredenciado, não
mais fazendo parte dos fornecedores da empresa.
O transformador T3 tinha sido completamente danifi-
cado, e foi recondicionado pela TRACOL. Mesmo assim,
suportou 21 curto-circuitos após o que, apresentou defor-
mações nas ondas de corrente, sem qualquer vazamento
de óleo. Não é possível admitir-se que unidades novas,
como no caso do T5 e principalmente o T7, que apresen-
tou total deformação dos enrolamentos, tenham seus fa-
bricantes credenciados para fornecer transformadores de
distribuição às concessionárias. No caso do transformador
T7 de 150 kVA, tanto o projeto como a construção são de
baixíssima qualidade, provocando prejuízo às concessio-
nárias, prejudicando a imagem das mesmas face às inter-
rupções que causam no fornecimento de energia elétrica.
Os resultados dos ensaios destrutivos confirmam as
hipóteses expressas no item IV deste relatório.
 VII. Recomendações
Tendo em vista os resultados apresentados, as seguin-
tes recomendações devem ser levadas em conta:
Figura 2Figura 1
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a) Recomenda-se fortemente uma mudança de procedimen-
tos nas trocas de “tap” dos transformadores, que são
feitas por empreiteiros, possivelmente em locais e con-
dições meteorológicas inadequadas. É claro que o ideal
seria a COELBA entregar os transformadores aos em-
preiteiros já no “tap” adequado aos pontos dos
alimentadores onde os mesmos deverão ser instalados.
b) Devem ser analisados os procedimentos realizados nas
Territoriais onde as taxas de falha foram consideradas
elevadas neste trabalho.
c) O número de defeitos causados por curto-circuitos ex-
ternos, correspondendo a 37,96% do total, indica a ne-
cessidade de revisão dos secundários no que se concerne
a árvores, flechas diferenciais dos condutores, ocorrên-
cia de ventos fortes, etc., possivelmente proporcionan-
do-se uma maior utilização de condutores multiplexados.
d) Além do exposto no item anterior, recomenda-se inten-
sificar o uso de proteção secundária, que é aplicada no
interior de transformadores até 45 kVA e que se consti-
tuiu numa experiência bem sucedida.
e) A COELBA está procedendo balanceamento periódico de
fases e outras medidas de controle de sobrecarga, inclusive
um projeto de P&D visando a construção de um protótipo
para possibilitar a indicação dos níveis de carregamento.
Recomenda-se intensificar estas providências.
f) O carregamento de troca deverá ser limitado a 140%,
tendo em vista a ocorrência de curto-circuitos nos se-
cundários e o nível de tensão na hora da ponta, que re-
duzem a probabilidade de vida das unidades.
g) A carga de máxima eficiência coerente com o carrega-
mento de troca deveria ser no mínimo 71%. Todavia,
isto provocaria um aumento de 50% da relação entre o
peso do núcleo e o peso do cobre, aumentando o peso
total e o custo das unidades, além de dificultar um pou-
co a movimentação das mesmas. Por outro lado, o au-
mento do rendimento das unidades seria considerável e,
por isso mesmo, seria recomendável um projeto de P&D
a ser realizado com uma empresa consultora em parce-
ria com um fabricante de transformadores, principalmen-
te para a obtenção de protótipos a serem ensaiados e
aplicados no sistema de distribuição.
h) O valor presente de custo total das unidades ao longo
de suas vidas foi determinado para taxas de crescimen-
to de carga de 5% e 10% e diferentes carregamentos
iniciais, devendo ser seguida esta filosofia na instalação
das unidades ou na troca das mesmas.
i) Tendo em vista a dispersão dos valores encontrados nas
tabelas VI e VII, recomenda-se aplicar fusíveis de modo
a obter um tempo máximo de abertura para curto-cir-
cuitos nos terminais de 1 (um) segundo, objetivando
prover uma segurança adequada.
j) Recomenda-se reduzir os comprimentos máximos dos
secundários nas regiões onde as resistividades de terra
ultrapassam 300 W.m, além de proporcionar sempre que
possível, uma proteção secundária, conforme recomen-
dado no item d.
k) No caso de unidades maiores, de 112,5, 150 e 225 kVA,
recomenda-se sua utilização em áreas de maiores densi-
dades de carga, reduzindo-se na medida do possível
comprimento dos secundários, minimizando-se o tem-
po de operação dos fusíveis e as sobretensões resultan-
tes nas fases sãs perante curto-circuitos fase-terra.
l) Em áreas comerciais e industriais leves, onde possivel-
mente existam capacitores de baixa tensão e variados
equipamentos de informática,o desempenho dos secun-
dários deverá ser monitorado em consonância com a
sensibilidade destas cargas. Recomenda-se ainda que
sejam realizados ensaios de desempenho em
estabilizadores de tensão para micro-computadores no
Laboratório da UFBa - Escola Politécnica ou no
IMETRO, para que sejam corretamente recomendados
aos consumidores destes equipamentos.
m)Recomenda-se que a COELBA proceda a realização de
ensaios destrutivos, escolhendo ao acaso unidades para
a realização dos referidos testes na encomenda de um
grande número de transformadores a um determinado
fabricante, ou quando um novo fabricante quiser se
credenciar como fornecedor. Esta medida reduz as pos-
sibilidades de aquisição de unidades de baixa qualidade.
Finalmente, deve ser esclarecido que de acordo com
a referência [7], quando as amplitudes das correntes de
curto-circuito se aproximam do valor máximo (falta nos
terminais dos transformadores), os efeitos mecânicos são
mais significativos.
Para valores das correntes de defeito vizinhas da zona
de sobrecarga, os efeitos mecânicos são de menor impor-
tância, a menos que a freqüência das faltas seja alta. Toda-
via, o guia citado [7] reconhece que o ponto de transição
entre os limites mecânico e térmico não pode ser definido
com precisão.
De acordo com os resultados desta pesquisa, para trans-
formadores de distribuição não existe “ponto de transição”,
pois que o fator dominante é tão somente o limite térmico.
Em vista do exposto e para confirmar as conclusões
do trabalho, foram realizados os ensaios destrutivos sem
considerar-se qualquer norma existente.
 X. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Ribeiro, C. F., Álvares, M. V. A., Ortega, B. G. P. e Costa, C. A. –
Contribuição ao Estudo e Aplicação dos Transformadores de Dis-
tribuição no Sistema Elétrico da COELBA, P&D – 06, ciclo 2000/
2001, Salvador, Ba, 2002.
[2] Dietrich, W. – Permissible Overexcitation of Transformers, Semi-
nário TUSA-IEEE-COELBA, Salvador, Ba., Agosto 1978.
[3] Stenkvist, E. e Torseke, L. – What is Known About the Ability of
Transformers to Withstand a Short-circuit?, ASEA Research nº 6,
Vasteras, Sweden, 1961.
[4] Waters, M. – The Short-circuit Strength of Power Transformers,
Macdonald, London, 1966.
[5] Billig, E. – Mechanical Stresses in Transformer Windings, E.R.A.
Report, 1983.
[6] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, Resolução nº 505
de 26 de Novembro de 2001.
[7] ANSI/IEEE Standard C 57.109-1985, IEEE Guide for Transformer
Through-Fault-Current Duration.
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RESUMO
Esse artigo apresenta uma opção na utilização de EPLDs para
o acionamento de chaves em estado sólido aplicados aos sis-
temas de distribuição em alta tensão, 13,8kV. Devido a pouca
pesquisa envolvendo as duas tecnologias, a flexibilidade e
precisão no projeto de circuitos de comando envolvendo dis-
positivos de lógica programável tornam esta solução extre-
mamente interessante na comutação de cargas em corrente al-
ternada. Transientes como sobretensões, durante abertura de
circuitos indutivos e, sobrecorrentes, no acionamento de car-
gas capacitivas, podem ser minimizadas através da
monitoração das características da linha de distribuição. Além
disso, a memorização dos estados da chave nos instantes an-
teriores a alguma anomalia no fornecimento de energia, a uti-
lização de um controle remoto ou qualquer outro meio de
acionamento a distância, tornaram-se possíveis devido ao uso
de uma EPLD em um circuito de comando isolado para con-
trolar todo o sistema.
PALAVRAS-CHAVE
Acionamento, passagem por zero, sistema de distribuição,
controle.
 I. INTRODUÇÃO
A grande maioria dos sistemas de comutação em redes
de distribuição em 13.8kV utiliza equipamentos mecânicos,
com todos os inconvenientes de uma comutação física, além
do problema do óleo altamente poluente que envolve gran-
de parte das chaves. O emprego de tecnologias em estado
sólido em substituição aos aparelhos eletromecânicos cons-
titui uma solução de elevado custo. Entretanto a precisão e
a confiabilidade no acionamento, facilidade de incorporação
a sistemas de automação e, principalmente ausência de ar-
cos elétricos na comutação de cargas de característica
indutiva e capacitiva, torna essa solução atrativa.
A EPLD tem papel fundamental no comando desta,
pois a necessidade de precisão no momento do
acionamento, a memorização do estado anterior em caso
de queda de energia, e a utilização de módulos óticos para
isolação, são facilitadas com o uso da EPLD.
Desenvolvimento de Chave Estática em Estado
Sólido para Sistemas de Distribuição
Anderson H. de Oliveira; Carlos G. Bianchin; Ivan J. Chueiri; Bruno R. Moeller; João R. Pasqualin.
 II. DESCRITIVO OPERACIONAL DO PROJETO
Devido à questão de isolação elétrica, o circuito de
comando é alimentado por uma rede de 220V independen-
te do ponto onde será comutado o 13.8kV, e dessa rede
auxiliar é retirado o sinal de amostra para o acionamento
na passagem por zero da rede. Caso seja constatada algu-
ma defasagem entre o sinal da rede e o sinal comutado,
podem-se ajustar os sinais colocando o circuito de contro-
le em modo de calibração, para que a EPLD compense
essa diferença. Este ajuste é necessário para que a comuta-
ção seja feita em 0 (zero) V na rede de 13.8kV. A EPLD
pode compensar uma diferença de até ±90º, sendo que este
processo deve ser feito em bancada.
O acionamento das chaves semicondutoras é feita
através de 8 cabos ópticos, pois são usados 8 LTTs (Light
Triggered Thyristors) de 7200V ligados em série (4 para
condução no semiciclo positivo e 4 para o negativo). A
figura 1 apresenta um diagrama simplificado da estrutu-
ra implementada. A interface com o usuário pode ser
feita através de um controle remoto infravermelho onde
existem 2 botões (liga e desliga). Se for necessário, pode-
se configurar um controle remoto para cada chave ou
utilizar um push bottom localizado no circuito. Também,
existe a possibilidade de interligar o circuito em um sis-
tema de automação. Através de um LED é indicado o
estado atual de acionamento da chave (ligado verme-
lho, desligado verde).
FIGURA 1. Ligação das chaves ao sistema.
Este projeto foi contratado pela concessionária ELETROPAULO
Metropolitana – Eletricidade de São Paulo S.A., e desenvolvido no
Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC, Curitiba –
PR – Brasil.
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 III. HARDWARE
O Hardware pode ser dividido em 4 blocos periféri-
cos à EPLD EPM7064SLC44-10:
• Amostragem da rede
• Memória
• Interface
• Controle Remoto
• ·Chaves
3.1 Amostragem da rede
Conforme constatado em testes de algumas linhas,
podem existir pequenas defasagens entre a alta tensão (13,8
kV) e a baixa tensão (220V), considerando ainda que a
amostra da rede é retirada no secundário do transformador
de alimentação do circuito por motivo de isolação. Para
gerar este sinal foi usado um comparador LM311 que aceita
alimentação simétrica e gera um sinal de 0 (zero) V quan-
do a rede está em semiciclo negativo e 5V quando a rede
esta no semiciclo positivo. A alimentação simétrica desta
parte do circuito é necessária para que haja uma maior pre-
cisão do acionamento. O momento de acionamento das
chaves pela EPLD é feito na borda positiva da subida da
rede. Ajustando-se o duty-cycle da rede pode-se variar o
momento de acionamento para que seja o mais próximo do
insatante em que a rede de 13.8kV passa por 0 (zero) V,
garantindo assim que não ocorram surtos de corrente.
3.2 Memória
Para memorizar o estado anterior em caso de falta de
energia foi empregado um relé biestável. Quando são acio-
nadas as chaves, a EPLD manda um sinal ao relé fazendo
com que o mesmo coloque nível alto (1) em um pino da
EPLD e quando são desacionadasas chaves, a EPLD manda
outro sinal fazendo que o relé mude de posição, enviando
nível baixo (zero) nessa entrada. Em caso de queda de ener-
gia, logo após o reset, é feita uma leitura do sinal que o
relé está e nviando à EPLD.
3.3 Interface
Apesar de existir um botão tipo push-bottom ligado a
EPLD para acionar as chaves, este comando pode ser feito
através de um controle remoto infravermelho
microcontrolado, que manda um código de 3 bytes para
acionamento e outros 3 bytes para desacionamento, que
são enviados de acordo com a figura 2.
FIGURA 2. Códigos enviados pelo controle remoto
A necessidade de um código extenso é devido à possi-
bilidade de ruídos externos interferirem no acionamento das
chaves. Por determinação do manual do receptor de
infravermelho IRM8751 foi utilizado 500ms para cada bit
enviado, em uma freqüência de 38kHz. Este receptor
demodula o sinal chaveado e envia um código invertido para
EPLD, e esta identifica o código e aciona ou desaciona as
chaves de acordo com o código enviado. A utilização de um
cristal foi necessária para gerar uma freqüência de 32,768kHz
para fazer a amostragem e processamento do sinal IR.
De acordo com a concessionária, pode-se empregar
uma outra forma de acionamento, desde que ela tenha dis-
ponível algum sistema de comando remoto previamente
ligado ao sistema de distribuição de energia elétrica.
Figura 3. Código enviado pelo controle remoto invertido (Ch1-
5V/div) e acionamento da chave (Ch3-5V/div) no momento da
passagem da rede por 0(zero)V (Ch2).
3.4 CONTROLE REMOTO
Para enviar os códigos ao circuito de controle foi usado
um microcontrolador de 8 pinos Atmel (ATTiny12), que é
ligado somente quando é acionado um dos botões. Este
circuito está sendo alimentado por uma bateria de 6V.
3.5 Chaves
Através de uma fibra óptica ligada a um
fototransmissor para fibras de 1mm, modelo IF-E91A, fo-
ram acionados os LTTs que devem estar a uma distância
mínima de 2 metros para que não ocorram interferências, e
para minimizar os riscos de operação. Também foi ligado
uma rede de resistores em paralelo com cada chave para
equalizar a alta tensão em todos os LTTs.
 IV. RESULTADOS ESPERADOS
Devido aos altos custos e períodos de importação de
LTTs para tensões muito altas, todos os testes até o pre-
sente momento foram feitos com modelos reduzidos de
tensão e corrente (1000V/ 1A), considerando que o protó-
tipo final comutará cargas de até 100A. Pela complexidade
e risco ao se trabalhar com altas tensões, está sendo neces-
sário o auxílio de pessoal especializado nessa área.
4.1 Acionamentos em diversas cargas
Foram executados testes em diversos tipos de cargas
onde a chave estática será utilizado. Os resultados podem
ser observados nas figuras a seguir.
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 4.1.1 Carga de Comportamento Indutivo
FIGURA 4: tensão (Ch1-100V/div) e corrente (Ch2-1A/div) sob
as chaves no momento do acionamento (esquerda)
e desacionamento (direita) em carga indutiva.
O problema maior de comutação neste tipo de carga
ocorre no desacionamento, conforme figura 4. Devido a
energia armazenada no indutor, caso a chave seja
desacionada no momento de maior corrente, o
semicondutor não será desacionado enquanto a corrente
não se anular espontâneamente (devido as próprias carac-
terísticas da tecnologia de semicondutor utilizado). Foi
empregado um indutor de 1,8H.
4.1.2 Carga de Comportamento Capacitivo
O problema maior de acionamento neste tipo de car-
ga ocorre no momento da entrada em condução, que não
pode ser nos instantes de tensão elevada, pois isso resulta-
ria em picos de corrente muito alto (carga do capacitor) e,
empregando a técnica de passagem por zero, não resulta
em picos de acionamento muito maior que a corrente em
regime. Foi utilizado um capacitor de 1µF/10kV, em para-
lelo com um resistor de 2kW para descarregar possíveis
resíduos de tensão sobre o capacitor.
Figura 5. Tensão (Ch1-100V/div) e corrente (Ch2-1A/div) sob
as chaves no momento do acionamento (esquerda) e
desacionamento (direita) em carga capacitiva em paralelo com
carga resistiva.
4.1.4 Protótipo Reduzido
A figura 6 apresenta uma fotografia do circuito de
controle e chaves semicondutoras implementado.
 V. CONCLUSÃO
O ensaio em protótipo subdimensionado foi impor-
tante para mostrar o comportamento do circuito comutan-
do cargas de características resistivas, capacitivas e
indutivas. Por se tratar de um projeto de 2 anos a próxima,
e última etapa, será a implementação do circuito para atu-
ação em cargas nominais (13,8kV/100A).
A utilização de EPLDs permite a implementação de
projetos de fácil adaptação a outros fins através da altera-
ção ou inclusão de funções, como sistemas de proteção ou
a implementação em sistemas trifásicos.
 VI. REFERÊNCIAS
[1] ALTERA, Data Books e Max+Plus II Getting Started, 1998.
[2] ON Semiconductor, Single Comparator LM311. May , 2002
[3] Siemens, Miniature Relay P1 V23026 Jul/96
[4] Everlight Eletronics CO. Infrared remote-control Receiver Module,
Rev. 1.2
[5] Lactec, Manual de fibra óptica. Agosto/2002
[6] Gaboa, Luis R.A., Ensaio de corrente de fuga e perdas em abo de
fibra óptica plástica, Lactec, pp 3, Relatório 0939/96.
[7] Chueiri Ivan J., Localização de Faltas em Redes Aéreas de distri-
buição de Energia Elétrica, LAC-UFPR/Copel, pp. 15 04/96.
[8] Atmel, AVR Instruction Set. Jun/99
[9] Eupec, Phase Control Tyristor, light Trggered With integrated
overvoltage protection. Octob, 2001.
FIGURA 6. Foto do circuito subdimensionado.
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RESUMO
Este artigo apresenta os desenvolvimentos realizados no Pro-
grama de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico da Com-
panhia Energética de Brasília (CEB) sob o mesmo título des-
te artigo. Este projeto estabeleceu um conjunto de procedi-
mentos, que foram implementados em pacotes computacionais,
para auxílio aos operadores no restabelecimento da rede de
distribuição da CEB. Este projeto visa desenvolver um plano
de ação para ser aplicado quando da ocorrência de um defeito
no sistema de distribuição. O pacote computacional desen-
volvido foi baseado em técnicas de inteligência artificial e em
rotinas numéricas, gerando um sistema híbrido de auxílio a
tomada de decisão dos despachantes dos centros de operação.
PALAVRAS-CHAVE
Operação, Restauração de Sistemas, Suporte à Decisão, Sis-
temas Especialistas, Sistemas Inteligentes.
 I. INTRODUÇÃO
Nos últimos anos, a complexidade da operação dos sis-
temas de distribuição tem aumentado consideravelmente, pois
além do crescimento do número de ramais, os investimentos
neste sistema não tem acompanhado o crescimento da carga
atendida, fazendo com que os equipamentos trabalhem bem
mais próximos de sua capacidade nominal. Isto faz com que
a reconfiguração do sistema deva levar em consideração o
tempo reparo do defeito, a carga de cada ramal e uma
otimização dos procedimentos operativos [1].
Por outro lado, cada vez mais os consumidores estão
exigentes quanto à continuidade do fornecimento de energia
elétrica. Índices, como DEC e FEC, têm sido cada vez mais
fiscalizados e cobrados pelas agências reguladoras. Inclusive,
reduções dos valores desses índices estão sendo programadas
para ocorrerem. É sabido, que ultrapassagens desses valores
podem levar as concessionárias ao pagamento de multas.
Em adição a estes tópicos, pode-se também relacionar
o stress causado no corpo técnico da companhia durante
uma falta de energia no sistema. Os operadores devem to-
mar decisões rápidas, por vezes sem ter uma completa idéia
do sistema geral do sistema. O stress e a necessidade de
decisões rápidas levam, via de regra, a soluções não
otimizadas ou mesmo a soluções que podem comprometer
o sistema (ou algum de seus equipamentos).Com isto, a
existência de uma ferramenta que auxilie o operador duran-
te a falta de energia é bastante útil, pois fornece os elemen-
tos necessários para uma tomada de decisão segura sobre
o que e como fazer [2, 3].
Por outro lado, é sabido que nos centros de operação
existem um conjunto enorme de programas que monitoram,
em tempo real (“on-line”), as condições de operativas do
sistema, a posição das chaves e o suprimento de energia
aos consumidores. Estes programas de monitoração são
acompanhados também de outros processamentos e pro-
cedimentos externos (“off-line”), envolvendo fluxos de
potência e previsões de carga a ser atendida, análise de
contingências e estimadores de estados e outros mais. O
pacote computacional desenvolvido neste projeto foi inte-
grado como mais uma ferramenta de análise que pode ser
acessada a qualquer momento pelo despachante, seja para
reparar um problema na rede de distribuição, seja para fa-
zer um estudo topológico.
Para que os objetivos do projeto pudessem ser cum-
pridos, inicialmente, foi desenvolvida uma versão off-line
do projeto, o qual permitiu a realização de um conjunto de
testes e mudanças/ajustes na metodologia utilizada, o qual
gerou um pacote computacional denominado “programa
de desenvolvimento”.
Em seguida, com os conhecimentos adquiridos no
programa anterior e foi construído o “programa
operacional”, que tem finalidade de ser executado dentro
do centro de operação da CEB e em consonância com o
SAO e os demais programas existentes.
II. COMPETIÇÃO ENTE
AS TÉCNICAS INTELIGENTES
Conforme proposto neste projeto, um de seus objeti-
vos era desenvolver sistemas híbridos com a finalidade de
unificar diferentes técnicas de inteligência artificial. Para
não perder a objetividade do projeto que era desenvolver
um programa computacional que pudesse ter aplicação
imediata no centro de operação da CEB, estabeleceu-se
Desenvolvimento de Técnicas Inteligentes para
Reconfiguração de Sistemas de Distribuição
G.Lambert Torres (UNIFEI), L.E. Borges da Silva (UNIFEI), A.R. Aoki (UNIFEI),
C.H.V. Moraes (UNIFEI), B.R. Costa (CEB) e J.A. Barbosa (CEB)
G. Lambert Torres, L.E Borges da Silva, A.R. Aoki e C.H.V. Moraes são
afiliados à Universidade Federal de Itajubá (e-mail: {germano, leborges,
aoki, valerio}@iee.efei.br).
B.R. Costa e J.A. Barbosa trabalham na Companhia Energética de
Brasília (e-mail: Belmiro, jair@ceb.com.br).
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 que dever-se-ia estabelecer uma “competição” diversos
níveis de integração técnicas inteligentes: sistemas especi-
alistas e sistemas de baseado em casos.
II.1 Sistemas Especialistas
Um sistema especialista (SE) simular a realização da ta-
refa por um especialista. A criação de tal sistema capaz de
imitar o ser humano e sua capacidade de dedução, desconhe-
cendo como o próprio ser humano infere, pode ser tão com-
plexo quanto o tamanho do escopo do domínio da aplicação.
Aconselha-se restringir o SE a um domínio pequeno
de aplicação, pois quanto mais generalizado construir-se
esse sistema, maior a base de conhecimento, maior o tem-
po de processamento e maiores as probabilidades de erros
durante a criação e gerência de regras.
Para projetar um SE, o desenvolvedor necessita de
uma estrutura básica capaz de armazenar o conhecimento,
processá-lo e trocar mensagens com o usuário. Esta estru-
tura pode ser visualizada na Figura 1, onde se identificam
esses elementos básicos:
A Base de conhecimento contém todos os fatos e re-
gras para o funcionamento adequado da aplicação;
A responsabilidade da Interface pode resumir-se na
comunicação com o usuário, permitindo a entrada de in-
formações e fornecendo os resultados do sistema;
O Motor de Inferência consulta as regras e os fatos
contidos na Base de conhecimento, infere sobre esse conhe-
cimento e retorna uma conclusão ao usuário via a Interface.
FIGURA 1 – Estrutura de um Sistema Especialista
A máquina de inferência é uma estratégia de controle
que faz a gestão da base de conhecimento, especificando a
ordem apropriada na qual as regras serão usadas e como
resolver conflitos quando mais de uma regra puder ser apli-
cada. A seguir executa estas regras aplicando as técnicas
de busca da solução de problemas, de aplicação do conhe-
cimento, de tratamento de incertezas e de tratamento de
conflitos, realizando inferências (deduções). Usa métodos
de pesquisa heurísticos e, quando determina que uma solu-
ção foi obtida, apresenta as justificativas.
O Espaço de Estados é representado através de uma
estrutura do tipo “árvore”, onde cada estado‚ representado
por um nó, que pode ser expandido pela aplicação de opera-
dores geradores de nós sucessores, que por sua vez também
podem ser expandidos. O Espaço de Estados pode ser tam-
bém representado por um grafo, onde operadores aplicados
a um estado geram caminhos que levam a outros estados.
Existem duas direções segundo as quais a busca den-
tro de um espaço de estados pode ser realizada:
• Para frente (forward), partindo dos estados iniciais em
direção às soluções;
• Para trás (backward), partindo das soluções ou estados
finais em direção aos estados iniciais.
Num processo de diagnóstico, direcionar a busca para
frente significa obter uma determinada causa para uma série
de sintomas apresentados, enquanto que direcionar a busca
para trás significa verificar se determinada causa atende a
uma série de condições ou características pré-estabelecidas.
O encadeamento para trás é freqüentemente descrito
como o raciocínio orientado para o objetivo, enquanto o
encadeamento para frente costuma ser definido como raci-
ocínio movido pelo evento.
A escolha da direção da busca é função do sentido do
gradiente do número de estados conhecidos, ou da direção
em que se possa justificar a resposta ou processo de solução.
Desta forma, existe basicamente três modos de busca
que são: Busca para Frente, Busca para Trás e Busca Mis-
ta ou Bidirecional. A Busca Mista combina os dois senti-
dos de busca descritos, podendo partir tanto de estados
iniciais quanto de soluções.
Na grande maioria das vezes, o espaço de estados de
um problema é bastante vasto. A busca da solução de um
problema pode ser realizada a partir de uma pesquisa alea-
tória, ou de uma exaustiva pesquisa no espaço de estados,
com o risco de se ter uma explosão combinatória.
A estratégia de controle deve decidir quando as re-
gras de realização devem ser invocadas e deve resolver
quaisquer conflitos que possam ocorrer quando várias re-
gras são satisfeitas.
Para tornar o processo o mais eficiente possível, utiliza-
se a pesquisa heurística que orienta as decisões a partir de
regras heurísticas, como por exemplo, funções de avaliação
que indiquem a solução parcial mais próxima da solução final.
Regras heurísticas são aquelas que uma pessoa aprende
com a sua experiência, profissional ou não, no dia-a-dia, e
que geralmente não possuem representação formal nem
estão sob domínio público [4]. São elas que realmente ca-
racterizam um perito ou especialista em determinado as-
sunto. A busca heurística é uma técnica que acrescenta efi-
ciência ao processo de busca, mas que nem sempre leva à
melhor solução. Apesar disto, é bastante utilizada, pois na
grande maioria dos casos leva a um resultado satisfatório.
II.2 Raciocínio Baseado em Casos
O paradigma Raciocínio Baseado em Casos (RBC)
[5] pressupõe a existência de uma memória onde casos já
resolvidos ficam armazenados; usa estes casos, pela recu-
peração, para ajudar na resolução ou interpretação de no-
vos problemas; e promove a aprendizagem, permitindo que
novos casos (recém- resolvidos ou recém- interpretados)
sejam incorporados à memória.
 
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���������������������������������� 129
Um RBC usa casos anteriores tanto paraavaliar, jus-
tificar ou interpretar soluções propostas (RBC
interpretativo), como para propor soluções para novos pro-
blemas (RBC solucionador de problemas).
Raciocínio baseado em casos tem aberto novos cam-
pos no que se refere ao suporte baseado em computador,
no contexto de problemas de decisão de uma má estrutura.
Esta técnica tem sido utilizada como suporte de decisão
nos mais diversos domínios do conhecimento como: pla-
nejamento, projetos, diagnósticos, e tem se mostrado com
melhor desempenho do que outros sistemas de raciocínio.
O objetivo de um sistema de RBC é recuperar de sua
memória o caso mais similar ao novo, propor a solução ou
uma adaptação deste como solução da nova situação. A
utilidade dos casos antigos é determinada pelo acesso de
similaridades de um caso novo com o antigo.
A metodologia central do protótipo de recuperação é a
determinação da similaridade de um novo caso com todos os
casos prévios. As similaridades são determinadas por meio de
funções combinações (casamento) e ao longo das caracterís-
ticas do caso novo e dos casos prévios. Nas próximas seções
mostraremos como tratar das similaridades e da função casa-
mento, bem como da arquitetura do protótipo recuperador.
Um caso pode ser considerado um esquema compre-
endendo um conjunto de pares de valor de atributos, isto é,
de descrições. Por exemplo, em um cenário de decisão da
sobre uma reconfiguração, um sistema acessa vários pares
de valores de atributos, isto é, o “tipo do defeito” tem um
valor de “classificação”. Estabelece uma combinação da si-
milaridade do esquema do caso novo com o esquema de um
caso prévio. Essa combinação é executada em dois passos:
i) Determinar a similaridade do esquema do novo caso com
o esquema de um caso prévio ao longo das descrições;
ii) Determinar a similaridade global por meio de fun-
ções de combinações.
A similaridade entre o novo caso com um caso prévio
ao longo das descrições tem sido determinada usando um
conhecimento do domínio em forma de regras de combi-
nações heurísticas e domínio-específico.
A similaridade global de um novo caso com casos pré-
vios é determinada por meio de Funções de Combinação
agregando as similaridades ao longo das descrições, a fun-
ção utilizada neste trabalho é a de Função Cosseno Modi-
ficado, que é representada como segue:
para: i =1,...m (descrições) e para: k = 1,...r (casos prévios)
e onde:
 ≡ denota a semelhança na i- ésima
descrição do novo caso e um caso prévio;
ωin ≡ peso da i- ésima descrição no vetor peso do novo caso;
ωipk ≡ peso da i- ésima descrição no vetor peso do caso
prévio.
A combinação cosseno modificado determina a simi-
laridade global, denominado de “Grau de casamento”, Gcas,
entre dois casos pela comparação da freqüência dos ter-
mos, isto é, o peso das descrições no novo caso e o peso
dos termos do caso prévio.
A função mede o cosseno do ângulo entre os vetores
pesos do novo e prévio caso, e, cujo cosseno é pesado
pelo grau de similaridade ao longo do espaço m-
dimensional de descrições.
Os termos no denominador da equação acima norma-
lizam os vetores pesos pela determinação de seus compri-
mentos euclidianos. A função similaridade é baseada na
relevância (Peso) dos valores da descrição para o diagnós-
tico. A similaridade entre o valor da descrição presente no
novo caso e o valor da mesma descrição presente no caso
prévio da memória é tomada como sendo a diferença entre
a unidade e uma relação entre os pesos que cada um desses
valores tem para o diagnóstico do caso em memória, com
o valor da extensão da escala da descrição.
A determinação da importância de uma descrição é
colocada em uma escala conforme a Figura 2:
FIGURA 2 - Determinação da Importância da Descrição.
Por exemplo, supondo que uma descrição de um sis-
tema específico seja a temperatura e a determinação de sua
importância percorre uma escala cuja extensão está defini-
da como segue na Figura 3:
FIGURA 3 - Valores Qualitativos da temperatura.
A similaridade ao longo da descrição pode ser com-
putada, por exemplo, para um valor de Temperatura Mui-
to alta (2) combinado com um valor de Temperatura Mé-
dia (1,25) como:
Similaridade ao longo da descrição = 1 - ( 2,0 - 1,25 ) / 2,0
 Similaridade = 0,625
O processo de recuperação em um Raciocínio Baseado
em Casos - RBC, envolve experiências de soluções
passadas armazenadas em uma memória que são
conhecidas como casos. Essa técnica visa recuperar os mais
úteis casos prévios em direção da solução do novo
problema de decisão e ignorar os casos prévios irrelevantes.
A recuperação de casos se processa da seguinte manei-
ra, como esquematizada na Figura 4: baseada na descrição do
novo problema de decisão (caso novo) o caso base é procura-
do pelos casos prévios a partir de um suporte de decisão. A
procura é feita baseada em similaridades. Os casos prévios
passam pela função combinação (grau de casamento) e são
ordenados de forma decrescente do grau de casamento. A
função combinação determina o grau de similaridade do po-
tencial útil dos casos prévios com um novo caso.
 
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∑
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
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

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
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FIGURA 4 – Componentes da recuperação de um RBC.
O protótipo de recuperação necessita de todo corpo
de evidências fornecido pela memória, isto é, ele necessita
que seja computado o grau de casamento do caso de en-
trada contra todos os casos da memória.
Na Figura 5 visualizamos a arquitetura do Protótipo
Recuperador. Para cada caso da memória é definida uma
função casamento entre o caso novo e o mesmo. Essa fun-
ção computabiliza a Função Crença a favor do diagnóstico
desse caso para o caso de entrada.
Os casos prévios determinados pela procura podem
ser combinado pelo Gcas e ordenado de forma decrescen-
te de similaridade global. No domínio de diagnósticos, é
comum os casos em que o mesmo diagnóstico se manifes-
ta por grupos de sintomas ou características diferentes. É
suposto que o “diagnóstico mais apropriado” para a situa-
ção de entrada seja aquele que apresentar maior evidência
a seu favor, ou seja, aquele que possuir maior Grau de Cren-
ça, computada pelo Grau de casamento, Gcas.
O caso sugerido como o “caso mais adequado” é aque-
le dentre todos os casos da classe de diagnóstico selecio-
nado, que tiver maior Grau de casamento, Gcas. Sendo
que os casos pertencentes àquela classe de diagnóstico
podem auxiliar na solução do problema novo.
A vantagem em se recuperar o caso é que nele pode
ser encontrado informações que foram úteis na solução de
problemas anteriores e que podem ajudar na solução do
novo caso.
FIGURA 5 - Arquitetura do Protótipo Recuperador.
Assim, as duas técnicas foram integradas de diferen-
tes maneiras (com diferentes graus de integração) e testa-
das ao longo do projeto no programa de desenvolvimento.
Essas integrações foram:
a) somente os sistemas especialistas
b) somente o sistema de raciocínio baseado em casos
c) pré-processamento com RBC e processamento dos
casos não encontrados com SE
d) pré-processamento com RBC e SE e ajuste com SE
e) os sistemas RBC e SE trocando informações.
Nos casos (a) e (b) não ocorreu integração entre os
sistemas, eles foram utilizados isoladamente. Na integração
(c), o RBC tinha a missão de tentar achar uma solução
porém com um grau de similaridade mínimo pré-definido.
Se ele encontra-se a solução, o SE não era acionado; caso
contrário, quando ele nãoencontrava uma solução, o SE
processava o sistema.
A integração (d) era similar a integração (c), porém
colocava-se a possibilidade de haver ainda uma nova ten-
tativa em um problema de reconfiguração similar gerada
pelo SE de pré-processamento, quando o problema origi-
nal não tinha uma solução gerada pelo RBC dentro do grau
de similaridade desejado. Foi tentado também aqui, que o
SE relaxasse o grau de similaridade paulatinamente, mas o
resultado não foi bom.
Na tentativa de integração (e), os sistemas atuam de for-
ma conjunta, a cada etapa da solução gerada por um deles o
outro era acionado para encontrar a solução. Isto gerou um
montante de processamento muito grande e regras heurísticas
foram colocadas para cotar a busca em árvore, para somente
os caminhos mais promissores serem continuados.
Diversos problemas de reconfiguração foram testa-
dos nestas três formas de integração e as soluções analisa-
das. As conclusões foram as seguintes:
a) o RBC é bastante depende do número de situações
previamente armazenadas e de quando estas situações
abrangem o possível estado de soluções;
b) o RBC responde bem quando o grau de similaridade é
alto. Deve-se incluir no grau de similaridade o patamar de
carga do sistema, isto melhora o desempenho do sistema;
c) o RBC é fortemente influenciado pelo tamanho do sis-
tema analisado. Quanto maior for o número de elemen-
tos que devem ser analisados, pior é o seu desempenho;
d) o desempenho dos SE são em geral melhor do que o
RBC, notadamente para problemas que diferem muito
dos armazenados nos exemplos do RBC;
e) o desempenho do RBC é melhor do que o SE em ca-
sos de reconfiguração bem próximos aos armazenados,
porém sem a possibilidade de criar alternativas a solução.
Com isto, optou-se por implementar no programa
operacional somente aquele que apresentava maior veloci-
dade de processamento e possibilidade de apresentar res-
postas alternativas, ou seja, os sistemas especialistas. De
����������		��
�������
���������������������������������� 131
certa forma, as características do RBC estariam neste pro-
grama, pois algumas regras práticas deveriam ser incorpo-
radas ao programa. Além disto, o SE deveria ser otimizado
e “traduzido” para uma linguagem de maior velocidade e
comunicabilidade. Inicialmente, as implementações os SE
foram escritos em Turbo-Prolog e os RBC, em Pascal.
III. FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS
UTILIZADAS
O programa de desenvolvimento foi desenvolvido uti-
lizando diversas linguagens: Pascal, Turbo-Prolog e Visu-
al-Basic. Na linguagem Pascal foram escritos as rotinas
numéricas mais pesadas computacionamente, como, por
exemplo, fluxo de carga. Na linguagem Turbo-Prolog fo-
ram desenvolvidas as rotinas inteligentes; enquanto a lin-
guagem Visual-Basic tratou de reunir os vários programas,
realizar pequenas análises e fornecer o suporte para o de-
senvolvimento da interface com o usuário.
Devido a necessidade de se integrar o programa
operacional com o SAO e de ter uma velocidade de
processamento compatível com os demais processos que
sã executados no centro de operação. Assim, optou-se para
esta versão do programa, escrevê-la integralmente em Vi-
sual-Basic.
 IV. VISÃO GERAL DOS PROGRAMAS
Neste pacote são apresentados dois programas, sen-
do um denominado por “Programa de Desenvolvimento”
e o outro denominado por “Programa Operacional”. A prin-
cipal diferença entre os dois programas é que o Programa
de Desenvolvimento constitui a plataforma onde se desen-
volveram todos os métodos de reconfiguração, fluxo de
potência, análise de subtensão e sobretensão. Nesse pro-
grama é possível acessar e configurar todas as bases de
dados, bem como visualizar as manobras encontradas. Já o
Programa Operacional sintetiza todas essas funções em uma
plataforma desenvolvida especialmente para o uso no dia-
a-dia da operação. Todas as funções e recursos do Progra-
ma de Desenvolvimento foram incorporados de maneira
explícita ou implícita ao mesmo.
Estes programas foram desenvolvidos em Visual Basic
6.0 utilizando diversas ferramentas adicionais para o ma-
nuseio dos bancos de dados, das lógicas de reconfiguração
e das interfaces de apresentação do problema.
Os principais objetivos desse pacote de programas são:
• Estabelecer um conjunto de procedimentos para auxí-
lio aos operadores no restabelecimento da rede de dis-
tribuição da CEB;
• Avaliar as causas do defeito e definir sua extensão;
• Definir as ações que podem ser tomadas para a
reenergização da maior parte da carga afetada;
• Desenvolver uma metodologia de análise automática,
visando diminuir o tempo de reconfiguração da rede
primária;
• Gerar alternativas para a solução do problema.
O desenvolvimento e o uso do pacote de programas visam
alcançar vários benefícios, dos quais pode-se citar:
• Aumento na qualidade dos serviços prestados ao
consumidor;
• Redução do seu custo operacional nas manobras do
sistema da CEB;
• A melhoria da qualidade do fornecimento de energia
elétrica com a redução dos tempos de interrupção de
energia (FEC);
• Padronização dos procedimentos de reconfiguração da
rede elétrica primária;
• Diminuição do tempo de reparo da rede primária;
• Aumento da segurança operativa do sistema;
• Redução de erros operativos.
 V. O PROGRAMA DE DESENVOLVIMENTO
V.1 Fluxograma do Programa
A seguir será apresentado o fluxograma do Programa
de Desenvolvimento intitulado “Manobras”, neste será
explicitado o caminho da informação, bem como o
processamento empregado em cada parcela do conjunto
de dados para a obtenção do resultado (Figura 6).
O usuário irá gerar uma solicitação através de uma
interface apropriada no programa Manobras, para isto o
usuário deverá selecionar qual linha ele deseja colocar em
falha numa lista de linhas. Há duas possibilidades de simu-
lação, na primeira, denominada “Simulação em Modo Bá-
sico”, o usuário não precisa informar mais nada, já na se-
gunda, denominada “Simulação em Modo Avançado” o
usuário precisa informar o alimentador, ou barra, que de-
seja usar como fonte para reestabelecer o circuito
desenergizado.
De posse desses dados o programa Percursos inicia o
processo de busca, que será executado pelo Sistema Espe-
cialista de Reconfiguração (SER). O SER gerará possíveis
soluções para o atendimento da solicitação, essas soluções
serão encaminhadas para as Rotinas Numéricas (RN), as
quais são responsáveis pelos cálculos de fluxos de potên-
cias, subtensão e sobretensões. Por fim, todas as soluções
são encaminhadas para o Sistema Ponderado de Classifi-
cação (SPC), o qual é responsável pela classificação se-
gundo critério de escolha de menores sobrecargas, e pou-
cas subtensões ou sobretensões.
O SPC então irá apresentar as melhores soluções em
uma janela para o usuário. O usuário também dispõe de
ferramentas de parametrização e configuração da base de
dados, bem como uma ferramenta para importação dos
dados de barras e linhas para que seja possível atualizar
esses dados para outros circuitos da rede da CEB.
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 V.2 Sistema Especialista de Reconfiguração
O Sistema Especialista de Reconfiguração (SER) dis-
põe de meios para que, após o defeito ter sido localizado/
identificado e o trecho defeituoso desenergizado, efetue
um restabelecimento eficiente e seletivo de forma a se evi-
tar que os trechos defeituosos ou os defeitos de caráter
permanente se propaguem dentro do sistema.
Dependendo do defeito, deve-se o SER restabelece
apenas parte dos componentes desenergizados, ou apenas
parte da carga. Contudo, existe uma hierarquia de
restabelecimento, conforme apresentado na Tabela 1.
TABELA 1
Hierarquia de Restabelecimento
INÍCIO
Fontes LT
Transformação TRANSFORMADORES
AUTOTRANSFORMADORES
Carga LT, ALIMENTADORES
Controle BANCODE CAPACITORES
REATORES E SÍNCRONOS
FIM
A filosofia de operação e o estado pré e pós falta dos
equipamentos, constituem a fonte de dados inicializadora
do processo de restabelecimento. Com base nesses dados e
após uma análise dos mesmos, as ações de restabelecimento
serão inicializadas e terão sua seqüência definida.
V.3 Rotinas Numéricas
As rotinas numéricas são encarregadas pelo cálculo
do fluxo de potência, fluxo de carga, ou em inglês, load
flow, que em uma rede de energia elétrica consiste essenci-
almente na determinação do estado de operação desta rede
dada sua topologia e uma certa condição de carga.
Este estado de operação consiste da:
• Determinação das tensões e ângulos para todos os
barramentos do sistema;
• Determinação dos fluxos de potência ativa e reativa
através dos ramos do sistema;
• Determinação das potências ativas e reativas,
geradas, consumidas e perdidas nos diversos
elementos do sistema.
Neste projeto estaremos utilizando o método de
Newton-Raphson com acelerações para circuitos radiais,
que atualmente é o mais utilizado para a solução de pro-
blemas de fluxo de potência. Desde sua primeira formula-
ção ele vem sofrendo diversas complementações no senti-
do de torná-lo cada vez mais poderoso.
V.4 Sistema Ponderado de Classificação
O Sistema Ponderado de Classificação é baseado em
Pesos Ponderados e foi implementado criando-se um con-
junto de regras de pesos para os diversos fatores que são
limitantes na solução, por exemplo: sobrecargas, subtensões
e sobretensões.
Cada solução obtida pelo SER passa por esse conjun-
to de regras e então é apresentada na janela de resultados
de maneira ordenada da melhor para pior.
 VI. PROGRAMA OPERACIONAL
No programa operacional, o usuário irá gerar uma so-
licitação através de uma interface apropriada no SAO da
CEB, essa solicitação é em forma de arquivo texto e será
gravada num diretório compartilhado entre o SAO e o pro-
grama operacional.
Quando o programa receber a permissão para executar a
leitura do arquivo de solicitação, o mesmo fará a leitura da
chave em falha e do sistema de distribuição em análise da CEB.
FIGURA 7 – Fluxograma do Programa
����������		��
�������
���������������������������������� 133
De posse desses dados o programa inicialmente mon-
ta a base de dados do sistema, e inicia o processo de
reconfiguração, que será executado pelo Sistema Inteligente
de Reconfiguração (SIR). O SIR irá acessar a base de da-
dos do sistema e irá determinar quais são as possíveis ma-
nobras para reestabelecer a área afetada.
O SIR gerará possíveis soluções para todas as mano-
bras, e essas soluções serão encaminhadas para as Rotinas
Numéricas (RN) ), as quais são responsáveis pelos cálcu-
los de fluxos de potências e subtensão.
Por fim, todas as soluções são encaminhadas para o
Sistema Inteligente de Classificação (SIC), o qual é res-
ponsável pela classificação segundo critério de escolha de
menores sobrecargas e subtensões.
O SIC então irá apresentar as melhores soluções em
uma janela para o usuário, e ainda irá escrever um arquivo
texto que será lido pelo SAO para apresentação do mesmo
dentro do sistema do SAO.
 VII. CONCLUSÕES
O resultado esperado mais importante neste projeto
era a construção de um sistema computacional de suporte
a tomada de decisão durante o processo de reconfiguração
do sistema de distribuição da CEB, e que pudesse ser inte-
grado a sistema já utilizado pelos despachantes. Este re-
sultado foi alcançado.
O programa operacional poderá também ser utiliza-
dos pelos despachantes para reconfigurar a sistema visan-
do futuras condições operativas, como concentração de
carga em certos ramais ou desligamentos para manuten-
ções programadas. Isto leva a redução da interrupção de
energia nos clientes.
 VIII. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] G. Peponis e M. Papadopoulos – “Application of Heuristic Methods
on Large Scale Networks”, IEE Proc. Gener. Transm. Distrib., Vol.
142 No. 6 pp. 631-638, 1995.
[2] D. Srinivasan, A.C. Lievj, C.S. Chang, e J. Chen – “Intelligent
Operation of Distribution Network”, IEE Proc. Ger. Transm. Distrib.,
141, (2), pp. 106-116, 1994.
[3] S. Curcic, C.S.Ozveren, L. Crowe e K.L. Lo – “Electric Power
Distribution Network Restoration: A Survey of Papers and A Review
of the Restoration Problem”, Electr. Power Syst. Res., 35. (2). pp.
73-80, 1993.
[4] G. Lambert-Torres, C.I.A. Costa, e H. Gonzaga - “Decision-Making
System based on Fuzzy and Paraconsistent Logics”, Logic, Artifi-
cial Intelligence and Robotics – Frontiers in Artificial Intelligence
and Applications, LAPTEC 2001, Ed. Jair M. Abe and João I. da
Silva Filho – IOS Press, pp. 135-146 , 2001
[5] J.L. Kolodner e D.B. Leake - “A Tutorial: Introduction to Case-
Based Reasoning”, in Case Based Reasoning: Experiences, Lessons,
and Future Directions, D. B. Leake, Ed. Menlo Park, CA: AAAI
Press, 1996.
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RESUMO
O presente projeto objetivou desenvolver um Sistema
automatizado de uso local em Subestações de Distribuição de
Energia Elétrica, para viabilizar o controle do carregamento
dos transformadores de potência de forma otimizada em Tem-
po Real. Foram implantados protótipos em duas Subestações
da CPFL, com resultados muito satisfatórios. O Sistema
disponibiliza localmente um conjunto de possibilidades de uso
futuro para cada transformador individualmente, que possibi-
lita majorar o fator de utilização de cada um, dependendo das
condições operativas e do histórico do equipamento, ao mes-
mo tempo que garante que a confiabilidade do transformador
seja mantida qualquer que seja o carregamento. Além disso,
essa ferramenta permite uma reconfiguração de rede mais
otimizada, com ganhos expressivos no planejamento da ope-
ração e expansão do sistema. Desta forma, o planejamento a
longo prazo passa a prever o uso sistêmico das potências
liberáveis de cada transformador a partir do Centro de Opera-
ção da CPFL. Assim torna-se ser possível um controle
otimizado de cada transformador a partir de tomadas de deci-
sões centralizadas no despachante, passando por meio da fer-
ramenta local de cada Subestação.
O desenvolvimento da ferramenta local foi o objetivo desta
primeira fase do projeto, que está sendo concluído neste ano
de 2003 e durou quase 4 anos. Para os próximos anos estão
sendo previstos o refinamento e validação dos algoritmos im-
plantados e a integração dos sistemas locais ao Centro de
Operação da CPFL.
A metodologia desenvolvida introduz um novo paradigma no
controle de carregamento de transformadores de potência e
foi a base de uma Tese de Doutorado [1] defendida pelo Ge-
rente do projeto na CPFL.
PALAVRAS-CHAVE
 Carregamento de Transformadores de Potência, Previsão de
Carga, Redes Neurais Artificiais, Sistemas de Distribuição,
Sistemas inteligentes.
 I. INTRODUÇÃO
Atualmente, na medida em que as Concessionárias vão
sendo privatizadas, as mesmas vêem-se obrigadas a
maximizar sua rentabilidade pelo maior ganho na
comercialização e pela minimização de custos através da
gestão otimizada de seus ativos. Fazer convergir interesses
empresariais, necessidades de um atendimento o quanto
possível ininterrupto à carga, requisitos regulatórios, e pro-
blemas operativos da rede elétrica requer o tratamento de
um enorme número de variáveis. Mais recentemente, com a
implantação de sistemas de controle digitais em subestações,
essa convergência tem sido em parte viabilizada através da
capacidade local de processamento que permite usar mo-
dernas técnicas para previsão de carga, e funções de contro-
le automático do sistema primário da instalação. Para tanto,
faz-se necessária a aplicação de um sistema de controle de
carregamento dos transformadores de potência, como pro-
posto neste trabalho, com base no carregamento