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UNIVERSIDADE SÃO FRANCISCO
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELÉTRICA
Área de Engenharia Elétrica
por
Andrei Mazolini
João Hermes Clerici, Eng. Orientador
Campinas (SP), dezembro de 2007
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UNIVERSIDADE SÃO FRANCISCO
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELÉTRICA
Área de Engenharia Elétrica
por
Andrei Mazolini Relatório apresentado à Banca Examinadora do Trabalho de Conclusão do Curso de Engenharia Elétrica para análise e aprovação. Orientador: João Hermes Clerici, Eng.
Campinas (SP), dezembro de 2007
AGRADECIMENTOS
Primeiramente, agradeço a Deus por ter-me dado o direito à vida, à saúde, a capacidade de
pensar e energia para vencer mais esta etapa.
Agradeço ao Professor João Hermes Clerici, pela orientação, disposição a qualquer
momento, informações que contribuíram muito e a facilidade de expor suas idéias neste trabalho.
Agradeço a minha família por ter-me proporcionado um ambiente propício para o
desenvolvimento deste trabalho.
Agradeço ao Professor Luiz Carlos de Freitas Júnior, principalmente pelo bom humor, à
disposição para esclarecer duvidas e informações sobre este trabalho.
Agradeço aos amigos pela ausência e pela compreensão em determinadas ocasiões em que
este trabalho teve prioridade.
Agradeço a Universidade São Francisco, por terem disponibilizado pessoas com notáveis
conhecimentos e paciência para orientar-me.
Agradeço aos colegas de empresa de meu setor e de outros setores que ajudaram com
informações para refletir sobre o trabalho.
Agradeço a todos aqueles que colaboraram direta ou indiretamente com opiniões e com
incentivos para que este Trabalho de Conclusão de Curso chegasse ao seu final.
O meu agradecimento a todos, de coração, muito obrigado.
iii
SUMÁRIO
AGRADECIMENTOS ...............................................................................ii LISTA DE ABREVIATURAS...................................................................v
LISTA DE FIGURAS................................................................................vi LISTA DE TABELAS..............................................................................vii LISTA DE EQUAÇÕES .........................................................................viii RESUMO.................................................................................................... ix
ABSTRACT.................................................................................................x
1. INTRODUÇÃO......................................................................................1 1.1. OBJETIVOS ........................................................................................................ 2 1.1.1. Objetivo Geral ................................................................................................... 2 1.1.2. Objetivos Específicos ........................................................................................ 3 1.2. METODOLOGIA................................................................................................ 3 1.3. ESTRUTURA DO TRABALHO ....................................................................... 3
2. VANTAGENS E BENEFÍCIOS DA AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES .........................................................................................5 2.1. CONFIABILIDADE............................................................................................ 6 2.2. PRECISÃO ........................................................................................................... 6 2.3. MANUTENÇÃO................................................................................................... 6 2.4. VERSATILIDADE............................................................................................... 6 2.5. CUSTO.................................................................................................................. 7 2.6. MONITORAÇÃO DE EQUIPAMENTOS E SUAS FUNÇÕES DENTRO DA SUBESTAÇÃO ..................................................................................................... 7
3. QUALIDADE DE ENERGIA.............................................................11 3.1. AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÃO DE ENERGIA..................................... 11 3.2. INDICADORES TÉCNICOS DE QUALIDADE........................................... 12 3.3. EXPRESSÃO DA FUNÇÃO PARA O CALCULO DO DEC E FEC.......... 13 3.4. EVOLUÇÃO DO DESEMPENHO DOS INDICADORES........................... 14 3.5. DESEMPENHO DOS INDICADORES EM RELAÇÃO À AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES ................................................................................................. 15
4. ARQUITETURA, NORMAS E PROTOCOLOS.............................16 4.1. ARQUITETURA ABERTA DE SISTEMA SCADA DE UMA SUBESTAÇÃO.......................................................................................................... 16 4.1.1. Servidores de Interface Homem Máquina (IHM) ....................................... 19 4.1.2. Servidores de banco de dados (SBD)............................................................. 20 4.1.3. Servidores de comunicação de dados (SC) ................................................... 21 4.1.4. Rede de área local (LAN) ............................................................................... 22
iv
4.2. EVOLUÇÃO DE NORMAS E PROTOCOLOS............................................ 24
5. ESTUDO DE CASO.............................................................................28 5.1. SUBESTAÇÃO NÃO AUTOMATIZADA ANTIGA .................................... 28 5.2. SUBESTAÇÃO AUTOMATIZADA ATUAL ................................................ 30 5.2.1. Arquitetura da subestação ............................................................................. 32 5.2.2. Sistema de comunicação de subestação ........................................................ 34 5.2.3. Atuação do relé de proteção........................................................................... 36 5.3. INDICADORES DE QUALIDADE................................................................. 37
6. CONCLUSÃO ......................................................................................39
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................41
GLOSSÁRIO.............................................................................................43
LISTA DE ABREVIATURAS
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica CLP Controlador Lógico Programável COS Centro de Operação de Sistemas CSMA/CD Carrier Sense Multiple Access/Collision Detection CSPE Comissão de Serviços Públicos de Energia CTR Concentrador de Dados DEC Duração Equivalente de interrupção por Consumidor DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica DNP Distributed Network Protocol EPE Empresa de Pesquisa Energética EPRI Electric Power Research Institute FEC Freqüência Equivalente de interrupção por Consumidor GPS Sistema de Posicionamento Global IEC International Electro technical Commission IED Dispositivo Eletrônico Programável IHM Interface Homem Maquina ISO International Standardization Organization LAN Rede Local MME Ministério de Minas e Energia OSI Open System Interconnection SBD Servidor de Banco de Dados SC Servidor de Comunicação SCADA Supervisão, Controle e Aquisição de Dados SCL Substation Configuration Language SEM Sistema de Gerenciamento da Energia SGBD Sistema Gerenciador da Base de Dados SMAL Subsistema de Monitoramento e Análise Local SMAR Subsistema de Monitoramento e Análise Remoto SOL Subsistema de Operação Local SPC Subsistema de Processamento Central SPR Subsistema de Processamento Remoto TCP/IP Transmission Control Protocol/Internet Protocol UA Unidade Autônoma UAC Unidade de Aquisição e Controle UCA Utility Communications Architecture UTR Unidade Terminal Remota
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. DEC e FEC anual do Brasil ................................................................................................14 Figura 2. Indicador DEC e o nível de automação no Estado de São Paulo .......................................15 Figura 3. Arquitetura tipica de um sistema SCADA..........................................................................18 Figura 4. Topologia de uma rede LAN ..............................................................................................23 Figura 5. Diagrama de subestação não automatizada ........................................................................30 Figura 6. Diagrama de subestação automatizada ...............................................................................31 Figura 7. Arquitetura da subestação ...................................................................................................34 Figura 8. Rede de comunicação da subestação ..................................................................................35 Figura 9. Comparativo de tempos para descarte de cargas ................................................................36 Figura 10. Indicadores DEC mensal ..................................................................................................37 Figura 11. Indicadores FEC mensal ...................................................................................................38
LISTA DE TABELAS
Tabela 1. Funções de equipamentos de automação de subestação ....................................................08 Tabela 2. Requisitos funcionais para automação de subestação ........................................................10 Tabela 3. Conceito de indicadores de DEC e FEC ............................................................................13 Tabela 4. Termos relacionados com automação de subestação de energia elétrica ...........................16
LISTA DE EQUAÇÕES
Equação 1 Expressão do calculo do DEC e FEC ...............................................................................13
RESUMO
MAZOLINI, A., Automação de Subestação de Distribuição de Energia Elétrica. Campinas, 2007. nºf.43.Trabalho de Conclusão de Curso, Universidade São Francisco, Campinas, 2007.
Este trabalho é um estudo de caso de automação de uma subestação distribuidora de energia
elétrica localizada na região metropolitana de Campinas. Inicialmente é feita uma revisão
bibliográfica tratando os principais aspectos envolvidos no processo de automação, destacando-se
os benefícios resultantes tanto para as distribuidoras de energia quanto para o consumidor final. Na
análise das características de controle e comunicações é dada ênfase a aplicação de normas
internacionais e aos protocolos existentes. No estudo de caso, é feita uma comparação entre a
situação anterior à automação e depois dela, destacando-se as melhorias resultantes para supervisão
e monitoração e os reflexos na melhoria da qualidade de energia.
Palavras-chave: Automação de Subestação de energia elétrica. Indicadores de qualidade de energia elétrica. Supervisão, monitoração e comando remoto de subestação automatizada. Norma e Protocolos para comunicação de subestação automatizada.
ABSTRACT
This work is a case study of automation of a substation of distribution of electric energy
located in the metropolitan region of Campinas. Initially a bibliographical revision is done treating
the principal aspects wrapped in the process of automation, when is standing out the resultant
benefits so much for the distributors of energy all that for the final consumer. In the analysis of the
characteristics of control and communications, emphasis is given to application of international
standards and to the existent protocols. In the case study, a comparison is done between the
situation previous to the automation and after her, when the resultant improvements are standing out
for the supervision and control and the reflexes in the improvement of the quality of energy.
Keywords: Automation of substation of electricity. Indicators of quality of electricity. Supervision, monitoring and remote control of automated substation. Standards and protocols for communication of automated substation.
1. INTRODUÇÃO
Energia elétrica é considerada pelos estudiosos do assunto com um dos fatores
preponderantes para o desenvolvimento econômico do país e para qualidade de vida das pessoas.
Não imaginamos uma vida sem energia elétrica. As taxas históricas de crescimento da carga no
sistema brasileiro tem sido elevadas devido ao esforço de industrialização do país. Na década de 70,
a taxa média de crescimento foi de cerca de 9%. No período de recessão econômica, compreendido
no final da década de 80 e inicio da década de 90, essa taxa reduziu-se para cerca de 4%.
Atualmente o consumo de energia elétrica no país vem crescendo anualmente e superando o índice
da economia. Segundo dados apresentados pela EPE – Empresa de Pesquisa Energética, vinculada
ao Ministério de Minas e Energia, no ano de 2006 a energia consumida teve uma alta de 3,8% no
país comparado com o ano anterior. No primeiro semestre de 2007 registrou-se um crescimento de
5,2% no consumo de energia elétrica entre os consumidores livres e cativos. As classes residencial e
comercial encerram os primeiros seis meses do ano de 2007 com taxas de crescimento
respectivamente de 6,5% e 7,1%, mantendo-se na liderança da expansão do mercado nacional de
energia elétrica. O consumo industrial tendo fechado 2006 com crescimento de 3,6%, já acumula
neste ano uma expansão de 4,3%. Na classe residencial, houve aumento de 3,9% no numero de
novas unidades consumidoras atendidas pela rede, ante o período janeiro-junho de 2006. Isso
corresponde à inclusão de 902 mil novos clientes no semestre, valor acima da média dos últimos
anos. [1]
Com o aumento na demanda de energia elétrica, aumentam também os “apagões” na
energia. “Existe um lado acidental, mas o fato de terem durado tanto e terem sido tão amplos mostra
que há uma falha no sistema de backup”, concorda Robert Mabro, presidente do Instituto para
Estudos sobre Energia da Universidade de Oxford. Para Mabro, embora os países afetados ainda
não tenham chegado a uma conclusão sobre a causa dos “apagões”, está claro que os sistemas de
geração e distribuição e energia estão defasados devido à falta de investimentos no setor desde sua
liberação. “Os governos não investem e as empresas privadas (concessionárias) investem pouco”.
Isso vale para todos os países, inclusive o Brasil. [2]
A reformulação do setor elétrico brasileiro, iniciada nos anos 90, culminou com a
privatização de várias empresas, com destaque para as empresas de distribuição de energia elétrica,
e inseriu novos conceitos de competição, produtividade e desempenho na distribuição de energia. A
2
nova estrutura do setor elétrico impõe às distribuidoras regras de fornecimento com alto grau de
segurança, qualidade e continuidade, as quais são fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia
Elétrica – ANEEL. A ANEEL utiliza, para análise da qualidade dos serviços prestados pelas
empresas, vários indicadores técnicos, dentre os quais estão incluídos os indicadores DEC –
Duração Equivalente de interrupção por Consumidor e FEC – Freqüência Equivalente de
interrupção por Consumidor, que podem impactar diretamente na tarifa, pela qual é remunerada a
empresa.
As empresas do setor elétrico estão melhorando os níveis de fornecimento de energia a cada
ano, devido a estratégias e principalmente, à automação. Automatizar uma subestação de energia
elétrica significa melhorar a qualidade na produção da energia, de forma segura, com o menor
tempo, redução de custos, tendo a precisão e confiabilidade da informação.
A implementação de sistema de automação através de sistemas digitais de supervisão e
controle tem contribuído significativamente para a melhora da qualidade de atendimento,
proporcionado recursos não só de manobra remota de equipamentos, mas também para a
manipulação de grandes quantidades de informações, de maneira pratica, racional e segura. A
automação de subestações é obtida pela utilização criteriosa de módulos de hardware, software,
transdutores e sensores, de forma a se conseguir a funcionalidade desejada. A integração desses
equipamentos digitais é comumente denominada de sistema SCADA.
A interoperabilidade aparece neste contexto com um requisito importante, por possibilitar a
dois ou mais sistemas trocarem informações, gerando dessa forma uma certa independência de um
determinado fornecedor. Para que este requisito seja atendido, é necessário o estabelecimento de
padrões e protocolos de comunicação, isto é, das interfaces e meios de conexão entre os sistemas
em nível físico (interface elétrica e mecânica) e lógico (protocolos de acesso ao meio, de enlace, de
rede, de transporte, de sessão e protocolo de aplicação). A utilização de um protocolo de
comunicação baseado em normas ou padrões de domínio público vem a possibilitar a independência
de um determinado aplicativo ou fornecedor.
1.1. OBJETIVOS
1.1.1. Objetivo Geral
3
O objetivo é apontar os principais benefícios de uma subestação de distribuição de energia
elétrica automatizada e seu reflexo na qualidade de energia analisando o desempenho dos
indicadores DEC (Duração Equivalente de interrupção por Consumidor) e FEC (Freqüência
Equivalente de interrupção por Consumidor) utilizados pela ANEEL (Agência Nacional de Energia
Elétrica).
1.1.2. Objetivos Específicos
Com este objetivo, através desta metodologia o resultado pretendido segue como:
• Redução de custo de mão de obra de campo nas subestações;
• Supervisão, controle, comando e medições de grandezas elétricas remotamente do COS
(Centro de Operação de Sistemas);
• Redução dos indicadores técnicos DEC e FEC;
• Melhoria na qualidade de energia elétrica e serviços.
1.2. METODOLOGIA
Inicialmente foi feita uma revisão bibliográfica sobre normas e orientações técnicas
referentes ao controle e gerenciamento de subestações. Também foram vistos os principais padrões
e protocolos estabelecidos internacionalmente e o estado da arte de equipamentos e sistemas de
automatização.
Neste contexto, o processo de automação, foi analisado em relação aos seus benefícios e o
impacto sobre a qualidade de energia elétrica, principalmente sobre os indicadores técnicos como
DEC (Duração Equivalente de interrupção por Consumidor) e FEC (Freqüência Equivalente de
interrupção por Consumidor) utilizados pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica).
Foi elaborado um estudo de caso de uma subestação de distribuição de energia elétrica na
região de Campinas, comparando-se o seu desempenho antes e depois da automatização, levando
em consideração: a qualidade de energia e seus benefícios para o sistema de controle e supervisão.
1.3. ESTRUTURA DO TRABALHO
Na primeira parte é descrita introdução deste trabalho, o objetivo geral e especifico e a
metodologia utilizada para conclusão.
4
Na segunda parte é descrito vantagem e beneficio de uma subestação de distribuição de
energia elétrica automatizada em relação à não automatizada. Focando suas vantagens como: mão
de obra, custo, qualidade de energia, versatilidade, manutenção, monitoramento dos equipamentos,
etc.
Na terceira parte discutimos a qualidade de energia no Brasil, mostrando a importância da
automação de subestação de energia elétrica focando principalmente o relé digital e o sistema
SCADA (Supervisão, Controle e Aquisição de Dados). Com estes componentes na automação que
ajudou a baixar os indicadores de qualidade como: DEC (Duração Equivalente de interrupção por
Consumidor) e FEC (Freqüência Equivalente de interrupção por Consumidor) utilizados pelo
ANEEL. Com isso foram demonstrados gráficos comparativos como a evolução dos indicadores
anualmente e outro gráfico comparando o DEC versus automação de subestações.
Na quarta parte são abordados os aspectos referentes a integração da operação,supervisão,
monitoramento e controle de uma subestação automatizada. Também são visto normas e protocolos
para comunicação de dados na própria subestação de energia elétrica, assim como a comunicação
com o COS – Centro de Operação de sistema da concessionária.
Na quinta parte trata-se do estudo de caso de uma subestação automatizada na cidade de
Campinas, estado de São Paulo, informando os benefícios na qualidade de energia e a facilidade de
operação via remota do centro de operação de sistema.
2. VANTAGENS E BENEFÍCIOS DA AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES
Numa subestação de energia elétrica de distribuição assistida, ou seja, não automatizada
existem centenas a milhares de pontos de medição, supervisão e controle, havendo a necessidade de
um técnico operador no local por 24 horas. Este técnico eletricista, durante todo o tempo na
subestação repassa via telefone ou via radio para o centro de operação de sistema (COS) a execução
de funções como:
• Leituras de medições de tensões, correntes, potência ativa e reativa e oscilogramas;
• Medição de temperatura, pressão e vazão de óleo do transformador;
• Atuação e verificação de estados de disjuntores, seccionadores, chaves, ventiladores
e bombas;
• Verificação do estado de relés de proteção de linhas, de proteção diferencial de
transformador e barramentos;
• Atuação como vigia de segurança do pátio e durante a noite passa informações de
alarmes da subestação;
• Zela pela manutenção da qualidade do fornecimento da energia, por meios de ações
de controle e comando de disjuntores.
Atualmente ainda existem subestações operando com dispositivos analógicos, como: medidores,
proteção de linha e relés eletromecânicos. Um sistema assistido é evidente sua complexidade,
havendo dificuldade de manutenção, a existência de uma enorme quantidade de malha de cabos
pela subestação, a dificuldade em localizar o defeito e um sistema não confiável e sem precisão.
Com a implementação dos sistemas analógicos para sistema digitais, ou seja, com a automação de
subestações de energia, as concessionárias detém em tempo real informações ou dados de
supervisão, controle, monitoração, medição de grandezas elétricas e comando sem a necessidade de
um técnico na subestação. Uma subestação desassistida ou automatizada passa a trabalhar com
equipamentos digitais conjuntamente aumentando significativamente no que diz respeito a:
confiabilidade, precisão, manutenção, interoperabilidade, versatilidade e custo.[3]
6
2.1. CONFIABILIDADE
Como se trata de equipamentos que não possuem partes mecânicas moveis ou excessivos
contatos elétricos, não há desgastes no equipamento digital. Os custos e necessidade de manutenção
ficam extremamente reduzidos. Ainda, devido à versatilidade do equipamento, não há necessidade
de árdua manutenção preventiva. O próprio equipamento emite alerta no caso de falha de
funcionamento ou problemas de operação. Há ainda vantagens devido a não sofrerem influencia
externas como temperatura do ambiente e interferência eletromagnéticas. Os sistemas podem
funcionar com diversas fontes de alimentação, garantindo perfeita operação mesmo em casos de
emergência ou falta de energia através de baterias ou de sistema backup de alimentação dos
serviços da subestação. Todos estes fatores grifam a confiabilidade destes equipamentos perante aos
sistemas de equipamentos analógicos.
2.2 . PRECISÃO
Os sistemas digitais como um todo tem a vantagem de possuir grande precisão na realização
de medidas de grandezas analógicas. Utilizando filtros e conversores analógicos com grande
resolução (de 10 a 16 bits), consegue-se a aquisição de sinais sem nenhum ruído ou interferência.
2.3. MANUTENÇÃO
Os sistemas digitais possuem pouca ou nenhuma necessidade de manutenção. Graça a rotina
interna de autodiagnóstico e checagem, os equipamentos podem emitir alarmes ou sinalizações em
caso de falhas, indicando os possíveis pontos de defeito e os meios para reparo. Pode-se detectar
facilmente a queima de um componente qualquer, falha no funcionamento dos transdutores ligados
ao equipamento digital, etc.
2.4. VERSATILIDADE
Os sistemas analógicos possuem determinada função e modo de operação. Por exemplo, ao
executar uma proteção diferencial de transformadores, há necessidade de se ligar os
transformadores de corrente no primário e no secundário adequadamente, compensando eventuais
rotações de fase ou tipos de ligação. No caso de sistemas digitais, esta preocupação não existe, pois
uma vez conhecido o esquema de ligação do transformador que esta sendo protegido, basta apenas
configurar o algoritmo do relé digital para compensar esta defasagem entre o primário e secundário
por meio de aritmética adequada como os sinais aquisitivos entre equipamentos.
7
Um outro exemplo é o intertravamento de processos que ao invés de se utilizar dispositivos
como contatores e relés eletromecânicos em uma complicada lógica, pode-se utilizar uma simples
CLP com programação adequada. No caso de mudança no processo, basta apenas reprogramar o
CLP.
Diferentemente dos equipamentos analógicos, os sistemas digitais são versáteis porque
podem ser facilmente reconfigurados para se adaptarem as novas condições de uso. Os dispositivos
digitais possuem um fator relevante que é a gama de funções que podem ser executadas, como por
exemplo, de um equipamento de proteção diferencial de transformadores que pode fazer ainda a
proteção de sobrecorrente, monitoração de temperatura do transformador, detecção de condições de
inrush para evitar atuação indevida.
Um dos recursos mais notáveis dos equipamentos digitais em subestação é a
interoperabilidade, ou seja, a capacidade de comunicação com os demais subsistemas da planta,
onde todos os dispositivos digitais da subestação possuem a capacidade de operar em redes de
comunicação em conjunto, utilizando um protocolo de comunicação qualquer. Desta maneira, uma
rede de comunicação pode partir de um centro de operação de sistema e percorrer todo o pátio de
subestação, conectando os dispositivos digitais de campo e transmitindo as informações coletadas a
um sistema de controle e supervisão. Este é um fator importante para permitir a fácil automação da
subestação. As informações digitais podem ser ainda facilmente armazenadas e eventualmente
transmitidas a outros sistemas de operação. Consegue-se, desta maneira, obter um panorama
completo de diversas subestações em uma área definida.
2.5. CUSTO
O custo dos equipamentos digitais frente aos equipamentos analógicos ainda é alto, mas as
diversas vantagens e a versatilidade dos sistemas digitais exaltam suas aplicações na pratica. Os
reduzidos custos de operação e manutenção são quesitos importantes na escolha de um equipamento
digital frente a um equipamento analógico.
2.6. MONITORAÇÃO DE EQUIPAMENTOS E SUAS FUNÇÕES DENTRO
DA SUBESTAÇÃO
A automação de subestações é obtida pela utilização criteriosa de módulos de hardware,
software, transdutores e sensores, de forma a se conseguir a funcionalidade desejada. A integração
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desses equipamentos digitais é comumente denominada de Sistema Digital de Supervisão e
Controle, ou seja, sistema SCADA. O sistema SCADA é constituído de diversos recursos para
operar remotamente uma subestação. A principal função do sistema SCADA é a monitoração e o
controle dos equipamentos. Existem vários níveis possíveis de consistência e tempo de resposta
dessas funções, bem como a possibilidade de incorporação de funções complexas, as quais deverão
ser avaliadas segundo uma relação custo/benefício associada. A implementação do sistema deve ser
iniciada com o levantamento dos requisitos das funções a serem automatizadas, seguida pela
definição da arquitetura de hardware e software. Um sistema digital de automação de subestações,
geralmente apresenta as seguintes funções básicas:
Tabela 1. Funções de equipamentos de automação de subestações.
Função monitoração
Deve permitir apresentar ao operador, graficamente ou através de desenhos
esquemáticos, os valores provenientes das medições realizadas, além das
indicações de estado dos disjuntores, chaves seccionadoras e demais
equipamentos de interesse. As medições podem ser obtidas por meio de
transdutores conectados às entradas analógicas de unidades terminais
remotos ou controladores programáveis, ou ainda através de equipamentos
dedicados que promovam a transdução analógico/digital.
Função Proteção
Em vista de sua importância e velocidade de atuação necessária, esta
função é realizada por equipamentos autônomos e redundantes. Os relês de
proteção podem ser digitais ou convencionais, sendo que esses últimos
podem ser eletromecânicos ou de estado sólido.
Cabe ao sistema de automação apenas monitorar a atuação dos relês, que
no caso dos relês convencionais, é efetuada por meio de contatos
auxiliares. Já os relês numéricos apresentam a possibilidade de
transferência dessa informação via canal de comunicação de dados, além
de poderem transferir adicionalmente o estado operativo do relê, por meio
de rotinas de autodiagnóstico.
9
Tabela 1. (continuação).
Comando Remoto
A manobra dos equipamentos deverá ser conduzida pelo operador a partir
da sala de comando, através da interface gráfica onde é apresentado o
diagrama da subestação, estando essa sala de comando na própria
subestação ou em um Centro Remoto de Operação, em caso de
subestações desassistidas.
Armazenamento de
dados históricos
Todas as medições, indicações de estado, alarmes e ações dos operadores
devem ser armazenadas, a fim de permitir a análise pós-operativa.
Gráficos de tendência Devem possibilitar ao operador observar a evolução das grandezas
analógicas no tempo.
Intertravamento
Devem efetuar o bloqueio ou liberação de ações de comando em chaves,
disjuntores ou seccionadoras em função da topologia da subestação,
visando à segurança operativa desses equipamentos.
Registro de seqüência
de eventos
Deve registrar a atuação de relês de proteção, abertura e fechamento de
disjuntores e chaves seccionadoras e outras indicações de estado de
interesse, com precisão de até um milisegundos, de forma a possibilitar o
encadeamento histórico das ocorrências. Devido à elevada precisão, a
aquisição desses dados é efetuada normalmente por equipamentos
autônomos, que se comunicam com o centro de controle e demandam um
dispositivo de sincronização de tempo.
Religamento
automático
É um algoritmo de controle que tenta restabelecer automaticamente a
topologia da subestação no caso de abertura espontânea de disjuntor.
Controle de tensão e
reativos
É uma lógica de controle que visa manter o nível de tensão e o fluxo de
reativos nos barramentos, dentro de limites preestabelecidos, através da
alteração automática de "tapes" de transformadores e a inserção ou retirada
parcial ou total de banco de capacitores.
10
Tabela 1. (continuação).
Alarmes
Deve notificar o operador da ocorrência de alterações espontâneas da
configuração da malha elétrica, a irregularidade funcional de algum
equipamento ou do sistema digital ou ainda a ocorrência de transgressões
de limites operativos de medições. A ocorrência de uma situação de alarme
deve obrigar o operador a desempenhar um procedimento de
reconhecimento do mesmo.
Fonte: Companhia Paulista de Força e Luz
Complementando os requisitos funcionais, o sistema digital de automação deverá ainda
oferecer as seguintes facilidades:
Tabela 2. Requisitos funcionais para automação de subestação.
Interface homem maquina
(IHM)
IHM deverá oferecer recursos gráficos de animação que permita
ao operador pouco familiarizado com informática, reconhecer de
imediato os estados dos equipamentos, as medições realizadas e
as sinalizações de alarmes.
Subestações desassistidas
Devem permitir que a subestação opere sem a presença do
técnico eletricista, sendo que nesse caso, sua operação passará a
ser efetuada remotamente de um centro regional. Assim, o
sistema deverá redirecionar as informações do console local para
um console remoto, através de canal de comunicação de dados.
Diversidade de equipamentos
A integração com equipamentos de aquisição de dados e controle,
como Unidades de Transmissões Remotas - UTR’s e
Controladores Programáveis - CP’s, equipamentos de medição
digital e relês digitais, provenientes de diferentes fornecedores,
deve ser facilitada.
Interligação em rede O sistema deverá apresentar facilidades de utilização em rede de
forma a permitir a integração futura de outros módulos.
Fonte: Companhia Paulista de Força e Luz
3. QUALIDADE DE ENERGIA
É crescente a demanda pela melhoria da qualidade dos serviços de energia elétrica com os
consumidores agora como clientes exigindo uma pronta atuação do órgão regulador, em beneficio
da sociedade. Para compatibilização dos interesses dos consumidores e do empresariado da geração
de energia elétrica, em especial a iniciativa privada, bem como regular e fiscalizar as empresas de
transmissão, distribuição e comercialização de eletricidade no Brasil, então instituiu-se em 26 de
dezembro de 1996, a lei 9427, que cria a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), uma
autarquia vinculada ao MME (Ministério de Minas e Energia), a qual substitui o DNAEE
(Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica).[7]
Até o momento, o processo de monitoração da qualidade do serviço oferecido pelas concessionárias
baseou-se, principalmente, na coleta e no processamento dos dados de interrupção do fornecimento
de energia elétrica DEC (Duração Equivalente de interrupção por Consumidor) e FEC (Freqüência
Equivalente de interrupção por Consumidor) informados periodicamente pela empresa a ANEEL.
Os dados são tratados e avaliados pela Agência, que verifica o desempenho das concessionárias.
3.1. AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÃO DE ENERGIA
As concessionárias de energia elétrica tem buscado, continuamente, melhores níveis de
fornecimento de energia, uma vez que a qualidade dos serviços impacta diretamente na tarifa, pela
qual é remunerada a concessionária.
Automatizar uma subestação de energia elétrica é desassisti-lá sem degradação da qualidade
operativa, ou seja, é substituído o comando humano por comando remoto via COS (Centro de
Operação de Sistema). A automação de subestações de energia elétrica se enquadra no que se diz
respeito ao controle de qualidade de energia, pois com sistemas digitais de proteção e sistema
SCADA de operação em remota desempenham suas funções com maior segurança, no menor
tempo, com melhor qualidade e com custo menor. Com sistema digital de proteção e sistema
remoto SCADA houve uma contribuição grande na redução dos indicadores DEC e FEC, abaixo
seguem informações detalhadas sobre cada um destes sistemas:
Relés digitais: permitem supervisão e controle adequado dos equipamentos, tais como disjuntores,
chaves de alta tensão e linhas de distribuição. Informam a necessidade de manutenção ou
substituição de equipamentos em fadiga ou com defeitos, antes mesmo de acontecerem, evitando-se
12
desligamento involuntário, prejudicial à concessionária e principalmente aos consumidores. Este
relé digital tem uma parte lógica do sistema de proteção que são responsáveis pela detecção de
condições intoleráveis ou indesejáveis ao sistema elétrico e a tomada de decisão de abertura ou não
dos disjuntores a ele associados, a fim de iniciar o processo de retirada de operação da parte faltosa
da linha, mantendo com isso a continuidade do fornecimento de energia elétrica e limitando os
danos aos equipamentos. Assim, o relé deve ser capaz de estabelecer uma lógica entre os
parâmetros de entrada do sistema de potência, sinais de tensão e corrente proveniente dos
transdutores e tomar decisão correta de abertura. Dependendo da concessionária os relés são
programados para possibilitar, além da proteção aos equipamentos, os envios de comando para
religamento entre 3 segundos após desligamento e, caso o problema persista, de 15 a 30 segundos
após. Isso se deve ao fato de que, caso o problema seja apenas uma interferência temporária no
circuito, automaticamente este se desliga e, caso já tenha sido solucionado, o próprio relé envia o
comando para religar, retornando o sistema na condição operacional. Entretanto, se após o segundo
comando de religamento (15 a 30 segundos) o circuito não liga, acusando defeito na rede de
distribuição há necessidade de envio de equipes de campo para inspecionar. Tendo detectado e
solucionado o problema na rede de distribuição a equipe de campo informa via rádio o COS que
imediatamente envia comando remoto para religar o circuito.
Sistema SCADA (Supervision, Controlling and Data Acquisition): trata-se de um equipamento
responsável por operações remotas em subestação, onde supervisiona, controla através de aquisição
de dados. A principal função desse sistema é permitir operar circuitos remotamente (ligar / desligar
/ bloquear), principalmente circuitos primários (média tensão), que são responsáveis pela
distribuição de energia aos consumidores e considerados mais importante para a rede. Estes
consumidores são elos de transformação para o sistema de abastecimento em baixa tensão e, caso de
falhas, todo o circuito deixa de operar, prejudicando um maior numero de consumidores e, por essa
razão priorizou-se a operação remota. A operacionalidade do sistema SCADA é constituída de
diagramas unifilares digitais de todos os circuitos das subestações, localizado no COS, que através
de um simples comando via computador a operação é realizada.
3.2. INDICADORES TÉCNICOS DE QUALIDADE
As concessionárias do setor elétrico utilizam para analisar o desempenho da operação e da
rede elétrica, dentre outros, os indicadores técnicos de qualidade descritos na tabela abaixo:
13
Tabela 3. Conceito de indicadores DEC e FEC.
Indicador Conceito
DEC
Duração Equivalente de interrupção por consumidor: exprime o intervalo de tempo
continuo ou não em que, em media, cada consumidor do universo avaliado ficou
privado do fornecimento de energia elétrica, no período de apuração, considerando-se
as interrupções maiores ou iguais a 3 minuto. Este indicador tem freqüências mensal,
trimestral (conjuntos ANEEL), acumulado no ano e anual (ano móvel).
FEC
Freqüência Equivalente de interrupção por consumidor: exprime o numero de
interrupções que, em media, cada consumidor do universo avaliado sofreu no período
de apuração, considerando-se as interrupções maiores ou iguais a 3 minuto. Este
indicador tem freqüências mensal, trimestral (conjuntos ANEEL), acumulado no ano e
anual (ano móvel).
Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
Os indicadores DEC e FEC são exigências dos órgãos reguladores ANEEL e CSPE (Comissão de
Serviços Públicos de Energia), por índices definidos anualmente. [7]
3.3. EXPRESSÃO DA FUNÇÃO PARA O CALCULO DO DEC E FEC
As expressões para cálculo dos indicadores de DEC e FEC são mostradas a seguir com
equação 1a e equação 1 b:
DEC= ∑ Ca(i)xt(i) / Cs Equação 1 a;
FEC= ∑ Ca(i) / Cs Equação 1 b;
Onde:
Ca (i) = número de consumidores do universo considerado, atingidos na interrupção (i);
t(i) = tempo de duração, em horas e centésimos de hora, da interrupção (i);
(i) = número da interrupção considerada, variando de 1 a N, sendo N o numero de interrupções
ocorridas durante o período de apuração;
Cs = número total de consumidores do universo considerado.[7]
14
3.4. EVOLUÇÃO DO DESEMPENHO DOS INDICADORES
A qualidade do fornecimento de energia elétrica vem a cada ano melhorando, é o que
demonstra a figura 1, o levantamento referente aos indicadores DEC e FEC que medem
respectivamente a duração e freqüência das interrupções no fornecimento de energia para os
consumidores. A análise dos indicadores refere-se ao ano de 1997, após privatização, até ao ano de
2006.
Figura 1. DEC e FEC anual do Brasil. Fonte: Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – Abradee.
O aumento da satisfação dos consumidores com a qualidade dos serviços prestados pelas
distribuidoras de energia elétrica vem se mostrando consistente com o esforço das concessionárias
que vem sistematicamente reduzindo seus valores de DEC e FEC, apurados pela ANEEL. Dando
continuidade à tendência observada na série histórica, que demonstra que desde 1998, ano em que a
ANEEL iniciou suas atividades, o número e a duração das interrupções vem decrescendo. Com
efeito, em 1999, o DEC era de 27,19 horas e o FEC de 21,68 interrupções. Nos últimos nove anos,
ambos os valores caíram, chegando em 2006 em 16,28 horas e 11,69 interrupções, respectivamente.
Em 2001, o tempo médio de interrupções de energia dos consumidores no País, o DEC foi de 16,4
horas e o FEC de 14,2 interrupções. Em 2000, esses números haviam sido de 17,4 horas e 15,3
interrupções. Mas no cálculo do DEC e FEC de 2001 não foram considerados os cortes realizados
obrigatoriamente pelas distribuidoras em razão de descumprimento de metas de consumo
determinadas pelo racionamento. Ao analisarmos o gráfico verificamos uma redução de 1997 à
2006 de 40% no DEC e de 46% no FEC.
15
3.5. DESEMPENHO DOS INDICADORES EM RELAÇÃO À AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES
Na figura 2, podemos visualizar o quanto a automação é importante desde sua implantação,
pois com a correlação entre o aumento do nível de automação de subestações e a redução do
indicador DEC.
Figura 2. Indicador DEC e o nível de automação no Estado de São Paulo. Fonte: Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. – Diretoria de Operações.
Dessa forma procurou-se atribuir pontos segundo o nível de automação percebido. Nota-se
claramente que, quando o nível de automação se eleva, o DEC é influenciado diretamente pelo nível
de automação. Alem do processo de automatização de subestações reduzir custos com mão de obra
direta, melhorou significativamente a performance operacional na medida em que reduziu o tempo
de interrupção de fornecimento de energia. Neste ponto é importante destacar as questões relativas à
proteção e monitoramento digitalizado de subestações, sendo que há possibilidade através de
pesquisas e novas idéias tecnológicas melhorar muito o desempenho operacional. [4]
4. ARQUITETURA, NORMAS E PROTOCOLOS
Numa subestação automatizada o desafio é manter o fornecimento de energia e sua
qualidade da energia. Para que haja a qualidade do fornecimento de energia, ou seja, para que o
fornecimento de energia se torne constante, sem interrupções, existe a necessidade de equipamentos
de proteção, monitoração, controle, medição e comunicação, que podem ser conectados e integrados
para o trabalho em conjunto. Com estes equipamentos pode-se atuar de forma confiável, com
rápidez e eficácia, permitindo o restabelecimento da energia no menor tempo quando houver o
desligamento por defeito temporário da rede.
Com o aparecimento de computadores mais modernos, dispositivos eletrônicos inteligentes
(IED), dispositivos de controle, proteção, supervisão, controladores lógicos programáveis (CLP) e a
adoção de uma arquitetura distribuída dentro dos sistemas de automação, passou-se a discutir o
tema da integração desses equipamentos de diferentes fabricantes de uma forma mais atuante, tendo
especial interesse na relação de hardware e software dentro da subestação.[3]
4.1. ARQUITETURA ABERTA DE SISTEMA “SCADA” DE UMA SUBESTAÇÃO
A arquitetura de sistemas abertos vem de encontro à necessidade de integrar estes
equipamentos, baseada em sistemas de processamento distribuído formado por uma rede de
máquinas funcionalmente independentes em termo de hardware e software, mas que seguem
normas e interfaces padrões de forma a garantia de portabilidade, interoperabilidade, escalabilidade
e expansibilidade entre elas.
Tabela 4. Termos relacionados com automação de subestação de energia elétrica.
Portabilidade Em relação ao centro de controle, portabilidade refere-se à possibilidade de
funcionamento do mesmo software em plataformas de hardware/software
diferentes. Assim, elimina a dependência de sistemas proprietários.
Interoperabilidade É a habilidade para processar módulos de software (idêntico ou não) em
plataformas diferentes, na mesma rede, ao mesmo tempo, todos se comunicando
e interagindo um com o outro.
17
Tabela 4. (continuação).
Escalabilidade É a habilidade de poder processar, essencialmente, o mesmo software em centro
de controle de tamanho e alcance diferente.
Expansibilidade O software dos centros de operação de sistema deve poder apoiar a expansão do
sistema de energia das concessionárias de modo eficaz. Tanto o crescimento do
sistema de energia como inclusão de novas funcionalidades do software devem
acomodar-se facilmente, enquanto se persiste em manter o desempenho em nível
aceitável.
Fonte: Adaptado de Serna (2002)
A integração desses equipamentos digitais é comumente denominada de Sistema Digital de
Supervisão e Controle (SCADA). A arquitetura aberta de um sistema SCADA de automação de
subestações esta de acordo com o padrão UCA (Utility Communications Architecture), onde
interagem todos os sistemas que podem ser visualizados na figura 3. A principal função do sistema
SCADA é a monitoração e o controle dos equipamentos. Existem vários níveis possíveis de
consistência e tempo de resposta dessas funções, bem como a possibilidade de incorporação de
funções complexas, as quais deverão ser avaliadas segundo uma relação custo/beneficio associada.
Na atualidade, os sistemas SCADA têm maior interoperabilidade com benefícios de:
• Funcionalmente orientado a convenções de nomes e descrição;
• Independência de programas de aplicação específicos;
• Maior capacidade de serviços e fácil implementação de novos;
• Não precisam de verificação do corpo das mensagens de forma individual.
18
Figura 3. Arquitetura típica de um sistema SCADA. Fonte: Sistema de automação de subestações de energia elétrica.
Nesta arquitetura, as informações coletadas pelas unidades de aquisição e controle (UAC)
são colocadas na rede de comunicação, à disposição dos demais membros da rede, onde o servidor
de banco de dados (SBD) zelará pelo armazenamento e disseminação seletiva das informações. O
termo UAC representa indistintamente vários tipos de equipamentos existentes, como na figura 3:
UTR, redes de CP`s, medidores digitais, relês de proteção digital, seqüenciadores de eventos,
osciloperturbógrafos, etc. A interação do operador com o sistema se faz por meio dos servidores de
interface homem máquina (IHM) e a comunicação, tanto com os equipamentos de campo, quanto
com os níveis hierárquicos superiores, é efetuada pelo servidor de comunicação (SC).
Sendo assim, a arquitetura básica de um sistema de automação, normalmente tem um
sistema central de controle, ou seja, o COS (Centro de Operação de Sistema). O COS deve ser
responsável pelas seguintes funções:
• Supervisão e controle do sistema de alta tensão;
• Coordenação da operação com companhias interligadas;
• Controle de tensões;
19
• Controle de desligamento de cargas.
As características e a funcionalidade que um sistema com a arquitetura anteriormente
descrita deve cumprir são:
• Arquitetura dual, de modo que a indisponibilidade de qualquer componente não
interrompa a operação do sistema;
• Gestão com telecomando (funções SCADA), como funções completas de supervisão
e controle, coordenação de vários operadores, tratamento diferenciado de alarmes,
geração de dados calculados com base em outros, assim como a gestão de arquivo
histórico;
• Gestão sem telecomando funções “Energy Management System” (SEM) – Sistema
de Gerenciamento da energia como representação e navegação de diagramas
gráficos, gestão da operação em tempo real, processamento da topologia, gestão de
equipes de manutenção (associadas a operadores), simulação de conectividade;
• Gestão de ajuda à normalização como conexão em tempo real com o sistema de
atendimento telefônico, obtenção do relatório do estado de falhas em tempo real,
determinação automática das zonas afetadas e informação a clientes em tempo real.
4.1.1. Servidores de Interface Homem Máquina (IHM)
Os servidores de IHM são máquinas equipadas com um ou mais monitores de vídeo colorido
de alta resolução, impressora gráfica, teclado alfanumérico e mouse, processando um software
SCADA que atua como console de operação. O console de operação proporciona ao operador todas
as facilidades necessárias ao comando e supervisão da subestação, possibilitando a execução das
seguintes atividades:
• supervisão do sistema elétrico da subestação;
• execução do controle remoto de disjuntores e relês de bloqueio;
• comando remoto dos tapes de transformadores equipados com comutadores;
• controle remoto do nível de reativos e de tensão nos barramentos da subestação;
20
• inibição das ações de controle em determinados equipamentos;
• supervisão da atuação do relês de proteção digital;
• alteração das curvas de atuação dos relês digitais;
• reconhecimento, silênciamento e inibição de mensagens de alarmes;
• acesso a todas as telas de diagramas unifilares, tabulares e de tendência;
• substituição manual de grandezas telemedidas e calculadas;
• impressão das telas e relatórios operacionais.
Nos servidores IHM encontra-se uma base de dados local, onde são armazenados, por
exemplo, estática das telas gráficas e a base de dados de tempo real.
4.1.2. Servidores de banco de dados (SBD)
Os Servidores de Banco de Dados (SBD) armazenam a base de dados de tempo real e
histórica, além de arquivos de seqüência de eventos, valores de ajuste de relês de proteção, dados
cadastrais de equipamentos, etc. Para tanto, são utilizadas máquinas velozes, de alta capacidade de
armazenamento, muitas vezes em configuração dual por se tratar de uma função critica para a
operação do sistema.
Para gerenciar a base de dados distribuída, normalmente é utilizado um software comercial
aderente aos padrões internacionais e de grande penetração no mercado. Entretanto, para que as
aplicações desenvolvidas possam ser consideradas abertas é necessário que o sistema gerenciador
da base de dados (SGBD) siga padrões escritos e mantidos por organizações independentes
internacionais.
A utilização de um SGBD agindo como intermediário entre os arquivos de dados e a
aplicação oferece uma maior transparência, maiores possibilidades de integração e padronização de
acesso. São requisitos básicos para um SGBD para este tipo de aplicação:
• Suporte aos conceitos de sistemas abertos;
21
• Unicidade do produto (necessidade de tempo real, dados históricos, facilidade de
manutenção segurança dos dados, etc.);
• Desempenho condizente com os requisitos de tempo real;
• Ferramentas de migração de dados, verificação de integridade, além de utilitários
como “Backup Recovery”.
4.1.3. Servidores de comunicação de dados (SC)
Os servidores de comunicação de dados (SC) estabelece à comunicação da subestação com
os níveis hierárquicos superiores, podendo inclusive servir de interface para as UAC`s que não tem
possibilidade de comunicação direta com a rede. Os servidores de comunicação podem ser
equipados com vários canais de comunicação e cada um deles é tratado independentemente dos
demais. Cada um desses canais pode operar com protocolo de comunicação diferente, de acordo
com as necessidades dos níveis hierárquicos superiores ou inferiores.
Os servidores de comunicação podem aliviar o carregamento do subsistema computacional
central, podendo executar conversão de protocolos proprietários para o protocolo padrão utilizado
na rede local (LAN), bem como efetuarem o controle de seqüências de varreduras de rotina, os
testes de não-resposta, a detecção de erros na comunicação, a verificação de mudança de estado e a
execução de outras funções de rotina.
Tendo em vista a inexistência de um protocolo de comunicação universal que atenda às
necessidades de comunicação de todos os equipamentos inteligentes instalados numa subestação, os
servidores de comunicação abrigam simultaneamente vários tipos de protocolos, que podem fazer
uso de diferentes meios físicos de transmissão de dados.
Dadas as peculiaridades dos requisitos de comunicação, é concentrada no servidor de
comunicação a comunicação com os equipamentos de campo, tais como: relês digitais,
equipamentos de medição digital, controladores programáveis, UTR ( Unidade Terminal Remota) e
equipamentos de oscilográfia. Este módulo responde ainda, pela necessidades de comunicação com
os níveis hierárquicos superiores, ou seja, o COS ( centro de operação de sistema) sendo que este
tipo de comunicação pode envolver protocolos destinados às WAN ( Wide Área Networks).
22
A comunicação de dados desempenha também um papel de destaque dentro do próprio
sistema computacional central em arquitetura abertas, que exploram o processamento distribuído,
formado por rede de máquinas independentes. Se por um lado essa arquitetura maximiza a
portabilidade de software e independência de plataformas, por outro, obriga o sistema a ser capaz de
gerenciar essa rede de nós independente de tal forma que a segurança, controle de
compartilhamento e redundância de dados sejam mantidos em tempo real, além de atender aos
requisitos de desempenho e resposta especificados.
O incessante desenvolvimento de novas tecnologias para comunicação de dados e
aperfeiçoamento das existentes tem gerado uma quantidade de protocolos para cada um dos níveis
de comunicação identificados nas subestações. As entidades internacionais tem procurado
recomendar aqueles que se demonstram mais adequados às características do processo, podendo-se
vislumbrar uma certa orientação do mercado em torno de alguns protocolos.
Na comunicação com equipamentos de campo, prevaleciam os protocolos proprietários ou
de domínio publico, tais como: MODBUS, havendo agora um movimento no sentido de
padronização. O IEEE recomenda a esse nível de padronização a adoção dos protocolos DNP3.0 e
IEC 60870-5-103 para conexão com relés digitais e IEC 60870-5-101 para as demais necessidades
de comunicação com os UAC.
Já o EPRI (Electric Power Research Institute) entende que a padronização de protocolos é
importante no momento atual, mas se a informação carregada por esse protocolo for modelada e
padronizada, este perderá sua importância, pois passará a ser apenas instrumento de transporte de
informação.
4.1.4. Rede de área local (LAN)
As redes locais (LAN) consistem em computadores, placas de rede, meios de rede,
dispositivos de controle de tráfego e dispositivos periféricos. As LANs permitem que as empresas
que usam a tecnologia de computação compartilhem, de modo eficaz, itens como arquivos e
impressoras e usem meios de comunicação como correio eletrônico. Elas reúnem: dados,
comunicações e servidores de arquivos.
As LANs são projetadas para executar as seguintes ações:
• Operar dentro de uma área geográfica limitada;
23
• Permitir que muitos usuários acessem meios de grande largura de banda;
• Fornecer conectividade ininterrupta aos serviços locais;
• Conectar dispositivos fisicamente adjacentes.
As conexões das LANs podem ser feitas através de cabos de fibra óptica, cabo óptico
plástico ou ainda cabo convencional com blindagem reforçada. Segue o modelo de topologia LAN
na figura 4.
Figura 4. Topologia de uma LAN Fonte: Adaptado de Serna (2002)
Alguns fornecedores implementam o sistema de forma que a mesma informação trafega nos
dois canais de maneira idêntica, de forma que cada membro receba a mesma informação pelos dois
canais simultaneamente. Assim, no caso da falha de um canal, o outro levará a mensagem para seu
24
destino. Outros fornecedores preferem distribuir o tráfego de mensagens pelos dois canais para
designar um canal de uso coletivo da rede, enquanto o outro fica reservado para utilização mais
especifica que envolva apenas alguns elementos da rede. Assim, por exemplo, para controle das
UAC, no caso de indisponibilidade de um dos canais da rede, o canal restante estará dimensionado
para suportar o tráfego total de comunicação da rede, o que é bastante usado em redes que
empregam os métodos de acesso à informação “Carrier Sense Multiple Access/Collision Detection”
(CSMA/CD) como é o caso do protocolo “ Ethernet”.
Nesse nível de comunicação de dados, o protocolo que oferece maior grau de
interoperabilidade é “ Transmission Control Protocol/Internet Protocol” (TCP/IP) sobre “ Ethernet”
em 10Mbps ou 100Mbps. No entanto, tecnologias emergentes como é o caso do “Integrated
Services Digital Network” (ISDN) e “ Asynchronous Tranfer Mode” (ATM), além de referenciar
mais velocidade, oferecem recursos adicionais tais com a integração de sinais de áudio e vídeo e
dados, em uma única rede.[3]
4.2. EVOLUÇÃO DE NORMAS E PROTOCOLOS
Em busca de uma maior integração entre as fontes de informação de tempo real, as
concessionárias vem investindo uma quantidade crescente de recursos na tentativa de disciplinar a
integração dos sistemas de automação de tempo real utilizados em linhas de transmissão, usinas e
subestações.
Assim, a partir de meados dos anos 90, vários projetos com objetivo de padronizar métodos
de troca de informações e dados foram iniciados. Pode-se citar o projeto de uma interface de
programação de aplicações para COS, a CCAPI ( Control Center Aplication Programming
Interface) do EPRI (Electric Power Research Institute), o projeto do Sistema de Gerenciamento de
Inventario da NRECA (National Rural Electrical Cooperative Association) e os projetos de
especificação de padrões do IEC ( International Electrotechincal Commission). Fundamentalmente,
estes projetos tinham foco no mesmo problema que era integrar as informações de processo com as
informações corporativas, usando metodologias padronizadas e expansiveis.
Criado na década de 1970 pela Modicon, o Modbus é um protocolo de comunicação de
dados utilizado em sistemas de automação industrial. É um dos mais antigos protocolos utilizados
em redes de Controladores Lógicos Programáveis (PLC) para aquisição de sinais de instrumentos e
comandar atuadores. A Modicon (atualmente parte do grupo Schneider Electric) colocou as
25
especificações e normas que definem o Modbus em domínio público. Por esta razão é utilizado em
milhares de equipamentos existentes e é uma das soluções de rede mais baratas a serem utilizadas
em automação. Porem o Modbus por conceber CLP não suporta muitas funcionalidades típicas do
setor elétrico, tais como sequenciamento de eventos e oscilografia.
Por outro lado, equipamentos com suporte a protocolos específicos do setor elétrico, como
DNP (Distributed Network Protocol) com preço mais elevado e filosofia de sistema aberto. O DNP
3.0 foi inicialmente desenvolvido pela Harris Controls Division Distributed Automation Products,
dos EUA, em novembro de 1993. O DNP 3.0 é baseado na norma internacional IEC 870-5, que
define um protocolo de comunicações de três camadas (modelo EPA – Enhanced Performance
Architecture, de acordo com o modelo OSI – Open System Interconection da ISO – International
Standardization Organization), orientados a equipamentos e sistemas de controle, ou seja,
transmissão de dados entre estações mestre e UTR`s (Unidades Terminais Remotas) ou IED`s
(Dispositivos Eletrônicos Inteligentes) executando a comunicação entre mestres.
Como o DNP 3.0 , o protocolo IEC 60870-5-101 é baseado nos cincos documentos da
norma IEC 870-5; o IEC 60870-5-101 possui estruturas que são diretamente aplicáveis para
interface entre UTR`s e IED`s. Quando o conjunto de padrões IEC 870-5 foi inicialmente
completado em 1995 com a publicação do perfil IEC 60870-5-101 ou T101, ele cobriu somente
transmissões sobre comunicação serial com relativamente baixas taxas de transmissão. Com o
avanço da tecnologia de comunicação sobre redes, a norma IEC 60870-5 também previu a
comunicação sobre redes TCP/IP. Os protocolos IEC 60870-5-101 e o DNP 3.0 possuem muitas
funcionalidades fixas, são também padronizados os objetos de dados, porém as informações não são
padronizadas. Por exemplo, o ponto analógico correspondente a corrente da fase A, de um
religador, no fabricante A terá o índice X, no fabricante B, no índice Y, e assim por diante,
dificultando bastante o trabalho de integração. Nestes aspectos, o IEC 61850 avança no sentido de
integração de fabricantes diferentes e na ampla gama de aplicações, como modelagem de dados,
serviços de auto-descrição, serviços de configuração e avançados modelos e serviços de
comunicação. Lembrado que o IEC 61850 foi criado a partir do UCA 2.0 da EPRI.
A EPRI iniciou em 1988 o projeto da arquitetura UCA (Utility Communications
Architecture), nessa primeira versão, realizou uma análise dos requisitos de troca de informações
nas concessionárias e com base nesta analise foi realizada uma avaliação dos protocolos de
comunicações existentes na época, resultando na seleção de um roll de protocolos e definindo um
26
conjunto de perfis. Embora a versão UCA 1.0 despertasse um grande interesse na funcionalidade,
sua adoção pela industria foi limitada. Uma das barreiras mais significativas para sua adoção foi à
falta de detalhamento na sua especificação.
O UCA 2.0, da mesma forma que na primeira versão, utiliza também uma família de
protocolos internacionais, organizados em concordância com modelo de referência OSI. Este
modelo distribui as funções de comunicações em camadas, suportando assim uma variedade de
padrões em cada camada permitindo uma variedade de combinações. O UCA 2.0 adota o modelo
com 7 camadas do OSI/ISO, podendo usar alternativamente o modelo TCP/IP na camada de
transporte, proporcionando ainda um modelo simplificado utilizando 3 camadas para o uso de
comunicações em tempo real. O UCA 2.0 é um conjunto de padrões para dispositivos de
monitoração e controle para interoperar com aplicações típicas de concessionárias, não somente
SCADA, em um ambiente de múltiplos fornecedores. É mais que um protocolo de comunicação, é
um sistema que define quais dados relevantes de cada dispositivo (válvula, transformador,
religador) devem ser automaticamente transferidos ao sistema SCADA da concessionária. Com
base nestes estudos a versão UCA 2.0 foi publicada pelo IEEE como relatório técnico TR1550 em
novembro de 1999.
Paralelamente ao EPRI, o IEC (International Electrotechnical Commission) iniciou também seus
trabalhos de padronização das interfaces de informação. O IEC é uma entidade internacional
constituída por um conjunto de comitês técnicos responsáveis pelo desenvolvimento de padrões
internacionais. Há diversos grupos de trabalho em cada comitê. As decisões do IEC são feitas pelos
comitês nacionais, resultando em uma liberação de padrões internacionais. Os membros dos comitês
nacionais participam dos grupos para desenvolver os projetos dos padrões. No Brasil, o
representante oficial e exclusivo do IEC é a ABNT (Associação Brasileira de Normas Técnicas). [5]
Assim, em 1995 o IEC reconheceu a necessidade de elaborar um padrão abrangendo redes
de comunicações e sistemas em subestações, e formou novos grupos de trabalho o TC57, WG10,
WG11 e WG12 para desenvolver um padrão internacional. Assim, estes modelos e serviços podem
ser mapeados para um grande número de protocolos padrão. Em teoria o UCA será o fundamento
para o futuro padrão IEC 61850, existindo uma relação de integração e compatibilidade entre ambas
padronizações. Com uma visão da automação como um conjunto de funções que podem interoperar
em forma distribuída alocadas em diferentes dispositivos físicos, geograficamente distribuídos e
conectados em rede e que foi criado a norma IEC 61850. Ele define três mecânismos para a
27
elaboração da automação de um sistema elétrico: modelos de objetos, serviços de comunicação e
linguagem SCL ( Substation Configuration Language).
Na automação de subestação o termo interoperabilidade é um dos requisitos importante,
gerando desta forma uma certa independência de um determinado fornecedor, sendo assim, desde
2004 estão disponíveis produtos com o IEC 61850 e a sua incorporação nos sistemas existentes está
começando a acontecer nas concessionárias de energia. [6]
5. ESTUDO DE CASO
Com o avanço de novos equipamentos digitais para subestação automatizada e a
padronização da norma para comunicação, integrando-se estes equipamentos, as empresas de
distribuição de energia elétrica investem para não ficarem obsoletas. Com este investimento há
ganhos: na melhoria da qualidade de energia, diminuição dos indicadores DEC e FEC, controle,
supervisão e monitoração em tempo real da subestação, diminuição de custos de manutenção em
equipamentos e de mão obra para serviço na subestação. Neste estudo de caso apresenta-se uma
subestação automatizada em novembro de 2006 na cidade de Campinas/SP, comparando-a quando
não era automatizada, focando o impacto dos indicadores de qualidade de energia elétrica e como
era e como é seu controle e operação no COS.
5.1. SUBESTAÇÃO NÃO AUTOMATIZADA ANTIGA
Uma subestação não automatizada tinha necessidade de eletricistas dentro da subestação
para manobras, manutenções em equipamentos, leituras dos medidores de grandezas elétricas e
operação dos equipamentos, principalmente em caso de emergência. As leituras feitas diariamente
eram passada para o operador no Centro de Operação de Sistema (COS) via telefone ou via radio,
local descentralizado. No entanto, as leituras feitas são de: corrente, tensão, potência ativa, potência
reativa, temperatura do transformador, nível do óleo no transformador, medidores de faturamento,
medidores de demanda. A proteção da rede elétrica e equipamentos da subestação continham os
relés eletromecânicos, cada com sua característica de proteção de: diferencial, sobrecorrente de fase
e neutro, sub-tensão e freqüência. Quando ocorria um surto transitório ou/e até desligamento da
energia, o operador do COS viria à saber após grande demanda de ocorrência geradas pelos
consumidores reclamantes na tela do computador. Neste caso, quando atingia uma certa demanda, o
operador enviava os eletricistas até a subestação verificar se realmente o disjuntor desligou ou não,
e caso confirmado o desligamento e que eram passado qual relé atuou para devida providencia na
inspeção de rede.
Por exemplo, numa emergência, o operador do COS percebia um número grande de
ocorrência na tela de seu computador, ocorrências passadas pelos consumidores através do 0800. O
operador ao perceber esta situação, envia os eletricistas na subestação para confirmar o
desligamento ou não do disjuntor. Caso o disjuntor esteja desligado é orientado o eletricista via
radio informar qual tipo de relé atuou para a devida providência na inspeção da rede. Após a
29
inspeção da rede pelos eletricistas, sendo localizado e sanado o defeito, o mesmo eletricista retorna
a subestação para religar o disjuntor após o contato com COS. Nesta situação, podemos concluir o
tempo gasto do deslocamento do eletricista até subestação, gira em torno de 40 minutos ou mais
dependendo da localização do eletricista. Isso influência demais nos indicadores de qualidade de
energia como DEC e FEC e a necessidade de um eletricista na subestação para atuar em comando
do disjuntor.
A figura 5 mostra o diagrama unifilar do software IHM da subestação composto por
barramentos, seccionadores, transformadores, aterramento, disjuntores, transformador de potência
(TP) e transfomador de corrente (TC). A entrada da linha transmissão de 138KV passando por
barramentos e seccionadoras (02 e 04) até o disjuntor de alta (01) seguindo para o transformador
abaixador (25MVA), entrado novamente em barramentos de operação para distribuir a energia a
seus respectivos disjuntores (formato quadrado em vermelho de 1 a 4) que será distruibuido aos
consumidores por rede primarias (rede 1 a 4) de 11,9KV.
30
Figura 5: Diagrama de subestação não automatizada Fonte: Companhia Paulista de Força e Luz – Departamento de operações.
5.2. SUBESTAÇÃO AUTOMATIZADA ATUAL
Atualmente, a subestação encontra-se com automação e proteção dos equipamentos ambos
centralizados, comunicando com o COS via linha de telecomunicações proprietária. O operador no
COS tem em seu controle: supervisão, monitoração e comando dos equipamentos instalados na
subestação num diagrama unifilar do software IHM na tela do computador.
A figura 6 mostra o diagrama unifilar do software IHM da subestação automatizada
composto por barramentos, seccionadores, transformadores, aterramento, disjuntores, transformador
31
de potência (TP) e transfomador de corrente (TC). A entrada da linha transmissão de 138KV
passando por barramentos e seccionadoras (02 e 04) até o disjuntor de alta automatizado (01)
seguindo para o transformador abaixador (25MVA), entrado novamente em barramentos de
operação para distribuir a energia a seus disjuntores automatizados (em vermelho de 10 a 15) e na
seqüência distribuir aos consumidores através da rede (de 1 a 6). A facilidade de uma subestação
automatizada ter em tempo real as leituras de corrente dos respectivos disjuntores e a tensão no
barramento, sendo que nesta figura ilustrativa não foi possível obter as leituras por serem vistas
somente no software IHM em tempo real para o operador.
Figura 6: Diagrama de subestação automatizada Fonte: Companhia Paulista de Força e Luz – Departamento de operações.
32
5.2.1. Arquitetura da subestação
A arquitetura é baseada em: dispositivos eletrônicos inteligentes, módulos e componentes de
tecnologia de ultima geração disponível, com arquitetura distribuída, considerando a divisão para
melhor entendimento em três níveis hierárquicos distintos: nível de vão (nível 1), nível de
subestação (nível 2) e nível remoto (nível 3). O nível 0 trata-se simplesmente do principio de uma
subestação não automatizada contendo os equipamentos primários como: transformadores,
disjuntores, seccionadores, TCs e TPs.
o Nível 1 - localizado no vão entre outros equipamentos da subestação. As Unidades
Autônomas (UA) são dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs) independentes, ou seja,
relés multifuncionais de proteção da subestação que se comunicam com o concentrador de
dados (CTR) que por sua vez comunica com o COS. Sendo que mesmo com CTR sem
comunicação, por qualquer defeito, a UA continua realizando suas funções normais de
proteção.
o Nível 2 - trata-se da integração dos equipamentos dentro da subestação, sendo cada
equipamento com sua função:
o Subsistema de Processamento Central (SPC): integra física e funcionalmente SMAL,
SOL e CTR. Constituído de um computador para interface com operador dentro da
subestação.
o Concentrador de dados (CTR): trata-se de um computador industrial que funciona
como concentrador de dados e/ou roteador que emanam no nível 1, como modulo de
entrada e saída de dados gerais e de expansão da subestação, tendo link direto de
dados com o SPR. A CRT lê todos os estados e alarmes dos relés multifuncionais,
faz a comutação e monitora a temperatura do transformado, distribuindo esses dados
para o COS. Quando o COS envia comandos, estes seguem para a CRT, que repassa
ao IED correspondente que deverá executá-los.
o Subsistema de Processamento Remoto (SPR): integra física e funcionalmente SPC
ao COS, ou seja, trata-se do software IHM com respectivos diagramas unifilares da
subestação na tela do computador a disposição do operador interagir a qualquer
momento.
33
o Subsistema de Operação Local (SOL): Computador disponível dentro da subestação
que permite a plena operação local da subestação em tempo real. As funções de
tempo real são processadas de forma integral no CTR, colhendo dados e atuando no
processo via CTR ou/e UA.
o Subsistema de Monitoramento e Análise Local (SMAL): Armazena dados históricos
da subestação, podendo ser adquirido em local ou remotamente do COS para
relatórios diversos, manutenção preventiva e corretiva de defeitos, oscilogramas,
dados de qualidade de energia e gerenciamento da carga.
o Nível 3 – a subestação opera de forma dessasistida, o controle é feito remotamente pelo
COS. Através de computadores via remoto, o operador do COS tem o controle de todos os
equipamentos na subestação. Dentre este controle o sistema é capaz de realizar as seguintes
funções:
o Supervisão, proteção, medição, monitoramento e controle digital diretamente pela
representação gráfica de qualquer diagrama unifilar de subestação;
o Registrar seqüênciamento cronológico de eventos, com precisão da estampa de
tempo a cada atuação na ordem de milisegundos;
o Realizar monitoração em tempo real de dados analógicos e digitais do sistema
elétrico das diversas unidades;
o Gerenciar recebimento e geração de alarmes do sistema elétrico e do próprio sistema
de controle;
o Comandar equipamentos inerentes à operação do sistema elétrico, distribuídos por
toda unidade, a partir do micro de operação centralizado;
o Efetuar e supervisionar manobras programadas, automatismos e intertravamentos;
o Comandar, operar, controlar e supervisionar equipamentos da subestação;
o Executar programas específicos tais como controle de comutador de tap do
transformador;
34
o Adquirir e registrar oscilografias de proteção do sistema de forma a possibilitar a
análise de onda destas grandezas para verificação de uma falta na subestação.
Figura 7: Arquitetura da subestação Fonte: Subestação de distribuição de 138kv – Departamento de Operações CPFL.
5.2.2. Sistema de comunicação de subestação
A comunicação da subestação normalmente utiliza uma rede de supervisão e controle, uma
rede de comunicação para proteção entre relés e uma rede de ajustes. As funcionalidades destas
redes utilizam um mesmo meio físico: rede ethernet. A topologia do sistema segue recomendações
da norma IEC 61850. Vemos na figura 8 um diagrama esquemático da rede.
35
Figura 8: Rede de comunicação da subestação Fonte: Siemens Power Transmissions & Distribution – Siemens Ltda [8]
As principais características deste sistema são:
• Relés de proteção em topologia em anel que garante, caso um switch ou um enlace
de fibra óptica entre os relés se rompa, exista um caminho valido para o trafego de
dados. Esta topologia atinge essa funcionalidade com grande economia em portas de
switch necessárias.
• Sincronização de tempo dos seus dispositivos é feito através de sinal oriundo de GPS
(Sistema de Posicionamento Global). O sistema é capaz de detalhar falha do GPS e
permitir a transferência do padrão de hora para um dos micros do SPC. O SPC, via
CTR, deverá receber o sinal sincronizante e efetuar o ajuste de seus próprios relógios
e das demais UA em intervalo de tempo de 1ms. Quando GPS retorna o mesmo
reassumi automaticamente o sincronismo de tempo dos equipamentos.
36
• O CRT na figura 8 é formado por um computador industrial executando a suíte de
softwares SICAM da Siemens que age como concentrador de dados provenientes dos
relés. A estação de supervisão SOL e SMAL coletam os dados do SICAM.
A comunicação entre os relés e entre os mesmos e as unidades concentradoras de dados utiliza a
norma IEC 61850, o que garante uma comunicação extremamente veloz e coerente entre os
equipamentos. Para a distribuição de dados para o COS é feita através de modem de forma serial, e
o protocolo utilizado é o DNP 3.0. Para aquisição dos pontos referentes ao transformador e
comutador, também de forma serial, porem através de fibra óptica, é usado protocolo MODBUS.
Ambos a comunicação com o COS dos eventos são espontâneos e a resolução da estampa de tempo
é de 1ms. [10]
5.2.3. Atuação do relé de proteção
Na figura 9, segue a simulação do tempo de atuação do relé de proteção ou dispositivo
eletrônico inteligente comparado com outro sistema convencional, uma Unidade Terminal Remota
(UTR) qualquer, contra um surto transitório na rede elétrica.
Figura 9: Comparativo de tempos para descarte de cargas Fonte: Energy automation – Siemens Ltda [9]
37
5.3. INDICADORES DE QUALIDADE
Nas figuras 10 e 11 são demonstrados os indicadores de qualidade de energia DEC e FEC da
subestação, iniciando no mês de janeiro de 2006 passando por outubro de 2006 (mês da automação
da subestação) e finalizando no mês atual, outubro de 2007. Com estes dados para os indicadores,
ainda não é possível a visualização do ganho em relação aos indicadores e automação devido a
recente automação. Houve também aumento de consumo de energia, ou seja, aumento de carga
consumida por causa da entrada de grandes números de consumidores tendo também o acréscimo
de mais dois disjuntores novos para suportar esta demanda. Com certeza, após daqui um ano se fizer
uma análise dos indicadores verá o ganho da automação nesta subestação. Por enquanto, observa-se
na pratica um ganho da automação em tempo real no centro de operação de sistemas, onde nos
meses de março e maio de 2007 a região metropolitana de Campinas sofreu forte temporal com
descarga atmosférica. Nestes meses à automação mostrou: confiabilidade, rapidez e eficiência
através de religamentos automáticos ou via comando pelo operador dos disjuntores. Isso destaca a
automação da subestação, pois se não fosse automatizada os indicadores nestes meses poderiam
ultrapassar até o padrão ANEEL mensal de 4,5 horas para o DEC e 3,9 interrupções para o FEC,
prejudicando a concessionária de energia e os próprios consumidores.
DEC Mensal
JA
N-0
6
FE
V-0
6
MA
R-0
6
AB
R-0
6
MA
I-06
JU
N-0
6
JU
L-0
6
AG
O-0
6
SE
T-0
6
OU
T-0
6
NO
V-0
6
DE
Z-0
6
JA
N-0
7
FE
V-0
7
MA
R-0
7
AB
R-0
7
MA
I-07
JU
N-0
7
JU
L-0
7
AG
O-0
7
SE
T-0
7
OU
T-0
7
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
1,8
Meses
DE
C (
HO
RA
S)
Figura 10: Indicador DEC Mensal Fonte: Departamento de operações CPFL
38
FEC Mensal
JA
N-0
6
FE
V-0
6
MA
R-0
6
AB
R-0
6
MA
I-06
JU
N-0
6
JU
L-0
6
AG
O-0
6
SE
T-0
6
OU
T-0
6
NO
V-0
6
DE
Z-0
6
JA
N-0
7
FE
V-0
7
MA
R-0
7
AB
R-0
7
MA
I-07
JU
N-0
7
JU
L-0
7
AG
O-0
7
SE
T-0
7
OU
T-0
7
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
Meses
FE
C (
HO
RA
S)
Figura 11: Indicador de qualidade FEC Mensal Fonte: Departamento de operações CPFL
6. CONCLUSÃO
O sistema elétrico brasileiro vive um período que vai desde o processo de privatização à
migração tecnológica de seu parque instalado, passando pela repotencialização de seu sistema com
vistas à otimização do custo benefício de suas instalações. Portanto, com a padronização das normas
resultando na nova norma IEC 61850 e a adição dos dispositivos eletrônicos inteligentes (IED`s),
muitas subestações antigas estão gradativamente sendo ampliadas e atualizadas com novos sistemas
de automação. Isso é possível graças a estes dois requisitos proporcionando a interoperabilidade e
integração entre diferentes fabricantes de equipamentos e protocolos. Com estes novos sistemas
para automação, pode-se ter o monitoramento e a supervisão da subestação em tempo real, assim
como à eficiência e rapidez de trocas de informações e dados entre a subestação e o centro de
operação de sistema.
Neste contexto, os beneficios ficam com as distribuidoras de energia com uma subestação
tendo o comando automático ou via remoto de disjuntores podendo atuar em questão de segundos,
principalmente, numa falta de energia e a vantagem com os consumidores, que hoje são clientes
exigentes, adquirindo em sua residência energia elétrica com qualidade assegurando pelos
indicadores DEC e FEC fiscalizados pela ANEEL.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Machado, O. Consumo de energia elétrica cresce 5,2% no primeiro semestre. Disponível em:<
http://www.epe.gov.br/PressReleases/20070816_1.pdf>. Acesso em: 26 out.2007, 10:06:30.
[2] Glycerio, C. Crise elétrica em paises desenvolvidos é estrutural, dizem analistas. Disponível
em:< http://www.bbc.co.uk/portuguese/noticias/story/2003/09/030930_apagoescg.shtml> Acesso
em: 22 out. 2007, 08:45:12.
[3] Silva, S. M. Modelagem das funções de uma subestação automatizada empregando modelos
orientados a objeto. São Paulo, 2002. 169 f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica) –
Escola Politécnica da Universidade de São Paulo.
[4] Kviatkowski, M. A.; Gozzi, S. Impactos da automação de subestações de energia em
indicadores técnicos de qualidade da ANEEL; uma abordagem crítica. In: SIMPÓSIO DE
ENGENHARIA DE PRODUÇÃO, 12, 2005, Bauru-SP.
[5] Jardini, J. A. et al.Sistemas abertos de supervisão e controle e subestações de energia. In:
CONGRESSO DE INOVAÇÃO TECNOLÓGICA EM ENERGIA ELÉTRICA, 2, 2003, Salvador-
BA.
[6] Fonseca, K.V.O. Protocolos abertos em sistemas de automação de energia; uma análise
comparativa entre o DNP3.0, o IEC 60870-5-101 e o novo protocolo IEC 61850. In: SIMPÓSIO
DE AUTOMAÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS, 6, 2007, Salvador-BA.
[7] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA.Resolução Normativa nº 24: Estabelece as
disposições relativas à Continuidade da Distribuição de energia às unidades consumidoras. São
Paulo, 2000.
[8] Siemens. Siprotec – System Description – Documentação do fabricante.Disponível em:
<http://www.ieee.org/portal/cms_docs_pes/pes/subpages/meetings-
folder/T_D_2005_2006/tuesday/pn10/05TD0482.pdf >. Acesso em: 15 nov.2007, 15:14:12.
[9] Siemens. Proteção - Energy Automation – Documentação do fabricante. Disponível em: <
http://www.sel.eesc.usp.br/coloquio/material/Siemens_02.pdf>. Acesso em: 16 nov. 2007,
18:02:52.
42
[10] GERÊNCIAMENTO ELETRÔNICO DE DOCUMENTOS. Documento nº. 6204: Sistema
secundário digital para subestações de distribuição Companhia Paulista de Força e Luz. Campinas,
2005.
GLOSSÁRIO
SICAM Sistema Integrado para Comunicação Aumentativa, solução baseado em
windows XP, leve e portátil, podendo ser transportado facilmente. Esta
solução integra a comunicação através de fala ou escrita e o acesso a várias
aplicações do sistema operativo. Proporcionando uma fácil e completa
integração dos equipamentos gerenciadores de alimentação de linha, por
meio dos protocolos e normas PROFIBUS FMS e IEC 61850. Desenvolvido
pela Siemens para pequenos alimentadores até o sistema SCADA para
centro de operações.
DESASSITIDA Trata-se de não haver mais a necessidade de um eletricista na subestação
para executar manobras e leituras de equipamentos devido a operação ser
via remoto por causa da automação da subestação.
ASSISTIDA Trata-se da necessidade de ter um eletricista na subestação para executar
manobras e leituras na subestação.
