397 m

DAVIDSON GERALDO FERREIRA

VISÃO INTEGRADA DA AUTOMAÇÃO DA OPERAÇÃO
E MANUTENÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS DE
POTÊNCIA

Dissertação apresentada ao Programa de Pós-
Graduação em Engenharia Elétrica da Escola
de Engenharia da Universidade Federal de
Minas Gerais, como requisito parcial para a
obtenção do grau de Mestre em Engenharia
Elétrica.
Área de Concentração: Engenharia de
Potência
Linha de Pesquisa: Sistemas de Energia
Elétrica

Orientadora: Profa. Maria Helena Murta Vale
Co-orientador: Prof. Pyramo da Costa Júnior

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA - PPGEE
UNIVERSIDADE FEDERAL DE MINAS GERAIS – UFMG
BELO HORIZONTE
2007

A Deus por sua infinita sabedoria e
bondade em nos proporcionar inúmeras
oportunidades de realizarmos nossos
sonhos

I

À orientadora professora Maria Helena Murta Vale pelo apoio, incentivo e
conhecimentos transmitidos para o desenvolvimento do trabalho.

Ao co-orientador professor Pyramo pelos conhecimentos transmitidos nas
áreas de Inteligência Computacional e Diagnóstico de Falhas em
Equipamentos.

Aos professores dos cursos de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da
PUC e UFMG pelos conhecimentos transmitidos ao longo do curso.

À Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais pelo excelente apoio
obtido do Programa de Capacitação de Docentes, de forma particular,
através das aprovações feitas pelos meus chefes de Departamento José
Augusto Leão e Attenister Tarcísio Rego, viabilizando minha participação no
Programa.

À Companhia Energética de Minas Gerais pela liberação de minha
participação no curso de mestrado, de forma particular, através da aprovação
do Roberto Drumond Furst. Agradeço aos meus superiores pelo incentivo e
apoio prestados durante a realização do curso.

Ao pessoal do administrativo pela atenção e presteza no atendimento.

Aos meus familiares, irmãs, pelo incentivo prestado. Agradeço, ainda, a
colaboração de meu sobrinho Bruno na elaboração das figuras do trabalho.

Gostaria de agradecer de forma muito especial à confiança e apoio que
recebi de meu pai durante toda a minha vida acadêmica e a compreensão e
apoio de minha esposa nas horas mais difíceis.

Finalmente, gostaria de dedicar este trabalho a minha filhinha querida
Camila.

II

Abreviaturas e Siglas

ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica.
ARMA - Autoregressão com movimentação da média.
AT - Alta Tensão.
AVR - Automatic Voltage Regulador (Regulador Automático de
Tensão).
CAG - Controle Automático de Geração.
CASM - Common Application Service Model.
CAT - Controle Automático de Tensão.
CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais.
CEPEL - Centro de Pesquisa em Engenharia Elétrica.
CLP - Controlador Lógico Programável.
COS - Centro de Operação de Sistema.
CUG - Controle de Unidades Geradoras.
EAT - Extra Alta Tensão.
EPC - Esquema de Proteção e Controle.
FLC - Controlador Lógico Fuzzy.
GPS - Global Position System.
IED - Dispositivo Eletrônico Inteligente.
IHM - Interface Homem-Máquina.
LAN - Local Area Network.
LISP - List Processor (linguagem para desenvolvimento de sistemas
especialistas).
LN - Logical Node.
LTC - Load Tap Changing.
LRC - Ligthning Research Center – Núcleo de Desenvolvimento
Científico e Tecnológico em Descargas Atmosféricas
MAN - Main Area Network.
MLR - Multiple Linear Regression.
MTBF - Mean Time Between Failure.
NR10 - Norma Regulamentadora de Segurança em Instalações e
Serviços em Eletricidade.

III


ONS - Operador Nacional do Sistema.
OPLAT - Ondas Portadoras por Linhas de Alta Tensão.
PDC - Concentrador de Dados Fasores.
PLC - Power Line Communication.
PMU - Unidade de Medição Fasorial (Phasor Measuremente Unit).
PROLOG - Programming in Logic (linguagem para desenvolvimento de
sistemas especialistas).
PSS - Estabilizador do Sistema de Potência (Power System Stabilizer).
PV - Parcela Variável (penalidade aplicada as empresas de
transmissão em decorrência da indisponibilidade de ativos).
RAP - Receita Anual Permitida (receita auferida pelas empresas
transmissoras em função da disponibilidade de seus ativos).
RBM - Manutenção Baseada na Confiabilidade (Reliability Based
Maintenance).
RCM - Manutenção Centrada na Confiabilidade (Reliability Centered
Maintenance).
RECOMP - Software aplicativo desenvolvido no CEPEL para recomposição
de sistemas elétricos.
RN - Rede Neural.
RNA - Rede Neural Artificial.
RTU - Remote Terminal Unit.
SAGE - Sistema de Alívio de Geração.
SAGE - Sistema de Supervisão e Controle desenvolvido pelo Centro de
Pesquisa em Engenharia Elétrica.
SARESTA- Sistema de Apoio ao Restabelecimento Sistêmico.
SCADA - Supervisory Control and Data Acquisition.
SDH - Hierarquia Digital Síncrona.
SEE - Sistema Elétrico de Energia.
SEL - Scheiweitzer Engineering Laboratories.
SETA - Sistema Especialista para Tratamento de Alarmes.
SMF - Sistema de Medição Fasorial.
SSC - Sistema de Supervisão e Controle.

IV


TC - Transformador de Corrente.
TP - Transformador de Potencial.

TPM - Manutenção Produtiva Total (Total Productive Maintenance).

UAC - Unidade de Aquisição de Dados e Controle.

UFMG - Universidade Federal de Minas Gerais.
WAN - Wide Area Network.

V

ÍNDICE
1- INTRODUÇÃO ............................................................................................1

2- CONTEXTUALIZAÇÃO DO TEMA .............................................................3

3- AUTOMAÇÃO DA OPERAÇÃO .................................................................8
3.1- Considerações Iniciais. ..........................................................................8
3.2- Estados Operativos do Sistema Elétrico. ...............................................8
3.3- Sistemas de Supervisão e Controle. ....................................................11
3.4- O processo de Operação em Tempo Real...........................................14
3.5- Funções de Engenharia. ......................................................................16
3.5.1 - Funções Sistêmicas. ....................................................................16
3.6- Considerações Finais...........................................................................41

4- AUTOMAÇÃO DA MANUTENÇÃO ..........................................................42
4.1- Considerações Iniciais. ........................................................................42
4.2- Tipos de Manutenção...........................................................................42
4.3- O Processo de Manutenção.................................................................44
4.4- Sistema de Monitoramento e Diagnóstico de Faltas em
Transformadores...................................................................................48
4.5- Sistema de Monitoramento e Diagnóstico de Faltas em Disjuntores. ..52
4.6- Considerações Finais...........................................................................53

5- TÉCNICAS E MÉTODOS APLICÁVEIS NA AUTOMAÇÃO DE SISTEMAS
ELÉTRICOS .............................................................................................54
5.2- Uso de Sistemas Inteligentes na Automação de Sistemas Elétricos. .54
5.2.1 - Sistemas Especialistas. ...............................................................55
5.2.2 - Lógica Fuzzy................................................................................61
5.2.3 - Redes Neurais (RN).....................................................................62
5.2.3 - Algoritmos Genéticos (RN). .........................................................65
5.3- Integração de Métodos de Detecção e Diagnóstico de Faltas em
Equipamentos. ......................................................................................67
5.4– Considerações Finais. .........................................................................70

VI

Índice
6- TENDÊNCIAS TECNOLÓGICAS..............................................................72
6.2- Norma 61850. ......................................................................................72
6.2.1- Aspectos Gerais............................................................................72
6.2.2 - Principais Características.............................................................74
6.2.3 - Linguagem de Configuração. .......................................................78
6.2.4 – Barramento de Processo e Modelo da Subestação IEC. ............80
6.2.5 – Considerações Finais Sobre a IEC 61850 ..................................81
6.3- Sistema de Medição Fasorial (SMF). ...................................................83
6.3.1 - Aspectos Gerais...........................................................................83
6.3.2 – Constituição do SMF. ..................................................................84
6.3.3 – Aplicações...................................................................................87
6.3.4 - Considerações Finais Sobre PMU. ..............................................89
6.4 - Outras Tendências Tecnológicas........................................................90

7- PROPOSTA DE MODELO FUNCIONAL INTEGRADO PARA
AUTOMAÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS .............................................95
7.2- Estrutura Funcional. .............................................................................95
7.3- Arquiteturas dos Sistemas de Automação da Operação e
Manutenção. .....................................................................................100
7.4- Arquitetura Proposta de Integração dos Processos de Automação da
Operação e Manutenção...................................................................101
7.5- Arquitetura para os Sistemas de Aquisição de Dados. ......................103
7.6-Arquitetura para os Sistemas de Supervisão da Subestação .............105
7.7- Proposta Final ...................................................................................106
7.8- Considerações Finais........................................................................111

8- CONSIDERAÇÕES FINAIS ....................................................................112

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...........................................................114

VII

RESUMO

O principal objetivo deste trabalho é apresentar uma proposta de Modelo
Integrado de Automação dos processos de operação e manutenção do
Sistema Elétrico de Energia. Esse trabalho visa, ainda, identificar as
principais funções de engenharia que devem ser desenvolvidas e
implantadas nos diversos Sistemas de Automação das empresas do setor
elétrico.

A questão básica que se pretende alcançar é reforçar a necessidade de se
obter inicialmente a visão sistêmica das funções de engenharia vinculadas
aos processos de operação e manutenção. O mapeamento dessas funções,
bem como a definição dos dados que devem ser adquiridos, consiste na
etapa mais importante no Projeto de Automação de Sistemas Elétricos. A
implantação de sistemas de automação não integrados certamente pode
levar à elevação de custos na implantação e à existência de ilhas de dados e
de conhecimento, com significativa perda de sinergia entre os mesmos.

Desta forma, o trabalho procura propor um modelo de automação que priorize
a visão sistêmica e seus importantes acoplamentos, bem como difundir a
importância da disseminação dessas informações a todos agentes envolvidos
com a operação e manutenção do sistema elétrico.

VIII

ABSTRACT

The main objective of this work is to propose an integrated model applied to
power system automation related to operation and maintenance processes.
This work also intents to identify all main engineering functions that should be
developed and implemented in different automation systems belonging to
electrical systems.

The basic question is the necessity to get a whole vision of the engineering
functions related to the operation and maintenance processes. The procedure
taken to identify the engineering function and the definition of the data which
should be collected represents the most important phase of the automation
project. The implementation of isolated automation systems could increase
costs and create data and knowledge islands with big loss of synergy between
them.

In this way, the work proposes an automation model that priorizet a systemic
view and its important coupling, as well as the relevance of disseminating the
information to every involved agents in operation and maintenance of the
electrical system.

IX

Capítulo 1 – Introdução

1
INTRODUÇÃO

A Automação de Sistemas Elétricos de Energia - SEE tem crescido
significativamente nos últimos anos. Este fato decorre de diversas razões,
dentre as quais a necessidade de novas estratégias de controle dos sistemas
elétricos e a evolução dos sistemas de automação e informação
[Pereira,1998]. Outro fator motivador está ligado às mudanças introduzidas
pela desregulamentação do setor que exigem das empresas uma alta
qualidade de fornecimento de energia elétrica, bem como, uma alta
disponibilidade de seus ativos.

Essa dissertação aborda a automação de sistemas elétricos, de forma mais
específica, dos processos de operação em tempo real e de manutenção
vinculados aos Sistemas de Transmissão das empresas de energia elétrica.
Observa-se que muitas empresas do setor elétrico possuem projetos de
automação com baixo grau de integração acarretando grandes perdas
financeiras e pouca sinergia de dados e compartilhamento de resultados
entre as diversas funcionalidades. Os sistemas de automação são
desenvolvidos de forma estanque levando-se certamente a uma grande
redundância na aquisição de dados. Desta forma, essa dissertação procura
investigar essa situação e propor uma arquitetura que visa obter um modelo
integrado da automação da operação e manutenção. Essa proposta é
constituída por uma estrutura funcional, arquiteturas em nível das instalações
e dos equipamentos de aquisição de dados vinculados aos diversos sistemas
de supervisão e monitoramento existentes nas instalações. Propõe-se, ainda,
uma arquitetura para integração dos dados e resultados dos diversos centros
de supervisão e monitoramento.

1

Capítulo 1 – Introdução

Para a elaboração da proposta é feita uma análise das tendências
tecnológicas, de forma especial a Norma 61850 e a Medição Fasorial que
implicam profundas mudanças na concepção dos projetos de automação. A
primeira possibilita a obtenção da interoperabilidade, busca antiga das
empresas do setor de energia, decorrente dos elevados gastos feitos para
integração de sistemas de automação de diferentes fabricantes. Essa
interoperabilidade permite a distribuição funcional nos equipamentos de
automação instalados em nível de bays. A segunda tecnologia introduz a
monitoração da dinâmica do sistema elétrico permitindo o desenvolvimento
de inúmeras aplicações que agregam maior segurança para a operação do
sistema elétrico.

O tema apresentado neste trabalho é muito desafiador para as empresas do
setor elétrico de energia. Um ponto chave para vencer os desafios inerentes
ao tema é indubitavelmente a obtenção de uma visão funcional integrada da
automação dos referidos processos.

Para alcançar seu objetivo, o texto foi estruturado em nove capítulos. Após o
capítulo 1, introdutório, tem-se o capítulo 2 que apresenta uma
contextualização do tema através de uma leitura dos principais fatos
vinculados aos ambientes tecnológico, ambiental e social, culminando com o
levantamento das principais oportunidades e ameaças. Os capítulos 3 e 4
abordam a automação do processo de operação e manutenção
respectivamente, com foco nas principais aplicações disponíveis para cada
processo. O capítulo 5 aborda as principais técnicas e métodos aplicáveis na
automação de SEE com foco nas ferramentas de Inteligência computacional,
tais como: sistemas especialistas, lógica fuzzy, redes neurais e algoritmos
genéticos. O capítulo 6 efetua uma análise das tendências tecnológicas do
tema, com destaque para a Norma 61850 e Medição Fasorial Sincronizada –
PMUs. O capítulo 7 apresenta uma proposta do autor para automação do
SEE. Por fim, o capítulo 8 apresenta as Considerações Finais do trabalho.

2

Capítulo 2 - Contextualização do Tema

2
CONTEXTUALIZAÇÃO DO TEMA

As empresas de energia elétrica passam por grandes transformações em
virtude, principalmente, das mudanças no modelo institucional do setor elétrico.
Essas transformações requerem que as empresas tenham um comportamento
empresarial mais definido, pois a competição e a busca por menores custos,
melhor qualidade de energia e de maximização da disponibilidade de seus
ativos, são fatores determinantes da excelência e do sucesso das mesmas.

Uma das ferramentas disponíveis para a obtenção deste posicionamento, de
forma eficiente e economicamente viável, é a utilização maciça da automação
nos diversos processos da empresa.

Para melhor contextualizar os desenvolvimentos desta dissertação, torna-se
importante comentar sobre os ambientes institucional, social e tecnológico do
setor elétrico e seus possíveis impactos no processo de automação do sistema
das empresas de energia [Ferreira,2005].

No ambiente institucional, dentre as recentes transformações no setor elétrico
destacam-se:
• Privatização de grande parte das concessionárias.
• Ambiente totalmente regulado para as transmissoras.
• Competição na geração e comercialização de energia.
• Licitação das obras do sistema elétrico.
• Entrada de novos agentes tais como os autoprodutores, produtores
independentes e consumidor livre com regras de conexão de livre acesso.

3


• Requisitos de supervisão e controle definidos através dos procedimentos de
rede homologados pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
• Papel regulador exercido pela ANEEL.
• Criação de Parcela Variável 1
em função de interrupções dos equipamentos
e instalações acarretando deduções da receita das empresas transmissoras.
• Previsão de aplicação de penalidades pelo Operador Nacional do Sistema -
ONS e ANEEL no caso de descumprimentos de requisitos contidos nos
Procedimentos de Rede [ONS,2002] e resoluções emitidas pela agência
reguladora.
• Controle, operação e planejamento da rede básica gerenciada pelo ONS.

No ambiente social observa-se uma maior organização e exigência da
sociedade quanto à qualidade, ao atendimento e aos custos dos serviços de
energia elétrica. Os pleitos da sociedade são permanentemente avaliados
pela ANEEL, através de diversos mecanismos (audiências públicas, telefone,
internet etc.). Destacam-se, ainda, fortes pressões de entidades
representativas nos segmentos relativos ao meio ambiente, irradiação e
interferência eletromagnética, poluição sonora e visual.

Outro fator que merece atenção refere-se às mudanças propostas pela
Norma Regulamentadora de Segurança em Instalações e Serviços em
Eletricidade - NR10 [Normas,2004]. O item 10.7.3 desta norma define que os
serviços em instalações elétricas energizadas em Alta Tensão - AT, bem
como aqueles executados no sistema elétrico, não podem ser realizados
individualmente. Este item da norma tem sido motivo de intensa discussão
entre diversas áreas do setor elétrico e do governo federal. Dependendo da
sua interpretação, caso os operadores das instalações não possam trabalhar
isoladamente, tal fato poderá levar as empresas de energia elétrica a aplicar

1
Parcela Variável – parcela da receita que é descontada da Receita Anual Permitida das
empresas de transmissão de energia elétrica, em função da indisponibilidade de seus ativos.

4


a automação de forma mais intensiva, de maneira a obter reduções de custo
de seu processo de operação e manutenção. Essa redução de custos poderia
ser obtida através da desassistência total ou parcial das subestações.

Em relação ao ambiente tecnológico, é importante destacar:
• Redução significativa dos ciclos de desenvolvimento e aplicação de novas
tecnologias acarretando rápida obsolescência dos equipamentos e sistemas.
• Utilização crescente de técnicas de inteligência computacional (sistemas
especialistas, lógica fuzzy, redes neurais e algoritmo genético).
• Digitalização dos sistemas de telecomunicações.
• Utilização intensiva de fibras ópticas.
• Expansão generalizada da internet e utilização de aplicações WEB.
• Disponibilidade de técnicas de compactação e transmissão de imagens.
• Utilização crescente de sistemas de vigilância eletrônica e
vídeomonitoramento de equipamentos.
• Utilização crescente de sistemas de monitoramento e diagnóstico de falhas
em equipamentos.
• Utilização de software livre e programação orientada a objeto.
• Integração de sistemas de gestão corporativa e de controle de processos.
• Integração dos processos de proteção, medição, supervisão e controle em
uma mesma plataforma de hardware e software.
• Utilização de técnicas de ondas viajantes para localização de faltas.
• Elaboração da norma IEC 61850 viabilizando a interoperabilidade de
equipamentos de proteção, supervisão e controle de diferentes fabricantes;
• Disponibilidade de novas tecnologias aplicadas a equipamentos primários
(transformadores, reatores etc.).
• Utilização de arquiteturas de redes Local Area Network (LAN), Main Area
Network (MAN) e Wide Area Network (WAN) de alta confiabilidade.
• Utilização de equipamentos para Medição Fasorial Sincronizada (PMUs)
permitindo a implantação de novas funções, dentre elas aquelas vinculadas
à dinâmica do sistema elétrico.

5


• Utilização de software e hardware para proteção contra vírus e detecção de
invasão.

Dos inúmeros aspectos levantados acerca dos ambientes institucional, social e
tecnológico decorre o que se denomina conjunto de “ameaças” e
“oportunidades” que devem ser mapeadas e consideradas na automação das
empresas de energia elétrica.

Dentre as “ameaças” a serem previstas, encontram-se:

• Adoção de uma filosofia de operação e manutenção que não explore
plenamente os recursos de automação implantados.
• Elevação dos tempos de restabelecimento, com a degradação da qualidade
de fornecimento, na ocorrência de problemas associados ao sistema de
automação.
• Redundância e sobrecarga de informações.
• Obsolescência acelerada dos sistemas de automação, trazendo dificuldades
na substituição de componentes.
• Redução do nível de assistência de operação de subestações, com
incorporação de riscos operativos, sem a obtenção de ganhos financeiros em
decorrência da redução da receita anual permitida.
• Invasões eletrônicas em controladores de acesso remotos instalados em
subestações e Sistemas de Supervisão Controle e Aquisição de dados –
SCADA.
• Invasões por terceiros nas instalações (subestações e telecomunicações).
• Qualificação profissional inadequada para as novas tecnologias.
• Dificuldade de obtenção de remuneração, pela ANEEL, para realização de
melhorias nos sistemas de automação, proteção e telecomunicações,
impostas pelo modelo institucional.

6


Com respeito às “oportunidades” tem-se:

• Maximização da disponibilidade dos ativos de transmissão.
• Redução dos custos operacionais e de manutenção.
• Otimização da exploração de ativos existentes, utilizando os limites
admissíveis dos equipamentos, da configuração e gerenciamento das
redes.
• Redução dos custos de implantação da automação, através da integração
de projetos e construções.
• Elevação da competitividade da empresa seja pela agregação de valor ao
serviço prestado aos consumidores, seja pela melhoria da qualidade de
fornecimento obtida com a automação da operação da rede;
• Diminuição dos tempos de restabelecimento, com aumento dos níveis de
qualidade de fornecimento;
• Maior competitividade em novas licitações decorrentes do uso maciço de
automação;

Do exposto neste capítulo, pode-se perceber que é extremamente importante
a análise dos aspectos levantados para que sejam obtidos os ganhos
esperados com a automação de forma integrada dos diversos processos do
sistema. Para que tal integração se dê de maneira adequada, é importante a
elaboração de modelos de automação de forma criteriosa.

Esta dissertação visa contribuir nesta direção, por meio da proposta de um
Modelo Integrado da Automação da Operação e Manutenção de Sistemas
Elétricos. Antes de detalhar o modelo proposto, é importante caracterizar os
processos relevantes à operação e à manutenção do SEE, temas dos
capítulos seguintes.

7

Capítulo 3 - Automação da Operação

3
AUTOMAÇÃO DA OPERAÇÃO

3.1 - Considerações Iniciais.

Este capítulo aborda os diversos aspectos associados à automação da
operação de sistemas elétricos. Nos dois primeiros itens são feitas revisões
dos aspectos conceituais do tema (estados operativos do sistema elétrico e
sistemas de supervisão e controle). Os itens subseqüentes detalham as
funções aplicativas, normalmente implantadas, para automação da operação
tanto em nível sistêmico quanto em nível local (equipamentos de supervisão
e controle da própria instalação).

3.2 - Estados Operativos do Sistema Elétrico.

Um sistema elétrico operando em regime permanente está sujeito a dois tipos
de restrições: de carga e operação.

As restrições de carga representam as injeções de potência ativa e reativa
especificadas nas barras de carga, bem como as injeções de potência ativa
nas barras de geração. Violar esta restrição é deixar de atender à carga
especificada para uma determinada barra.

Dentre as restrições de operação estão os limites impostos às magnitudes
das tensões nodais, aos fluxos de potência aparente nas linhas de
transmissão e transformadores e as injeções de potência nas barras de
geração. Isso significa que as tensões dos barramentos devem estar dentro

8


de faixas previamente estabelecidas, e os equipamentos de transmissão e
transformação com carregamento inferior a 100 % do nominal.

Ao conjunto de restrições, de carga e operação, pode-se acrescentar as
chamadas restrições de segurança, cuja definição está associada a um
conjunto pré-estabelecido de contingências (saída programada ou não de um
determinado equipamento do sistema elétrico) possíveis de linhas,
transformadores, geradores e capacitores/reatores shunt. O atendimento às
restrições de segurança significa que nenhuma contingência prevista pode
levar o sistema a violar as restrições de carga e operação.

Baseando-se nas definições das restrições de carga, de operação e de
segurança, podem ser definidos quatro estados de operação do sistema
elétrico:

• Normal-seguro: atende às restrições de carga, operação e segurança.
• Normal-inseguro ou alerta: atende às restrições de carga e operação, porém
não atende às restrições de segurança.
• Emergência: não atende às restrições de operação.
• Restaurativo: não atende às restrições de carga.

As transições entre os estados definidos anteriormente podem ocorrer em
conseqüência de perturbações no sistema (transições ditas involuntárias) ou
de ações de controle (transições voluntárias), algumas das quais constituem
funções específicas dos centros de supervisão e controle. A figura 3.1
apresenta um diagrama relacionando as possíveis transições de estado
operativo.

9


Normal Estado Normal
Seguro
Controle Transição devido a
distúrbio
Preventivo
Transição devido a
Controle Normal ação de
Restaurativo Inseguro

Controle de Estado
Estado Controle de Emergência Emergência
Restaurativo Emergência Corretivo
Crise

Figura 3.1 – Transições entre Estados Operativos.

Observa-se pela figura que a operação do sistema elétrico pode ser
classificada nos seguintes controles:
• Preventivo: atuação no ponto operativo do SEE de tal modo a agregar maior
segurança para atender todas as contingências previstas. Este controle evita
que o sistema opere na condição de emergência.
• Emergência Corretivo: atuação no ponto operativo, automática ou não, de
forma a eliminar as violações identificadas de tensão ou carregamento.
• Emergência Crise: efetuar corte de carga no sistema, de forma automática
ou não, de forma a eliminar as restrições operativas identificadas.
• Restaurativo: implementação de ações operativas para recomposição das
cargas não atendidas.

O sucesso do processo de automação consiste em se implantar o máximo de
funcionalidades nos controles mostrado na figura 3.1. Dentre eles, destaca-se
a importância do Controle de Emergência (corretivo e crise) e do Controle
Restaurativo. A razão desta afirmativa pode ser explicada uma vez que
nestes estados operativos identificam-se as situações mais críticas
enfrentadas pelos operadores. Nessas situações, onde os operadores ficam

10


sob altíssimo grau de estresse e precisam agir com rapidez e precisão,
crescendo muita a possibilidade da ocorrência de erros operativos.

A implementação dos Controles de Emergência e Restaurativo, com a
incorporação de funções inteligentes torna-se decisiva para a automação do
SEE. As funcionalidades inerentes a estes controles garantem a manutenção
adequada dos indicadores de controle, de qualidade e continuidade do
fornecimento de energia elétrica, imprescindíveis para uma correta operação
do processo.

3.3 - Sistemas de Supervisão e Controle.

O Sistema de Supervisão e Controle SSC é constituído por um conjunto de
equipamentos, hardware e software, que está conectado ao SEE por meio de
equipamentos de medição, proteção, controle e telecomunicações,
possibilitando a supervisão e o controle à distância. Essa supervisão é
possível através da aquisição de pontos de entrada (analógicos, digitais etc.)
.
e do controle de pontos de saída (comando em equipamentos do SEE).

Para possibilitar a implantação e manutenção do SSC é indispensável
considerar como elemento integrante às equipes de pessoas, que devem ser
constituídas com integrantes com formação multidisciplinar especializada em
diferentes áreas (banco de dados, arquitetura de hardware, comunicação de
dados, sistemas elétricos, ferramentas computacionais etc.).

Um SSC eletrônico pode utilizar tecnologia analógica (transistores,
amplificadores discretos ou integrados, amplificadores operacionais etc.), ou
tecnologia digital (atualmente, por meio de microprocessadores digitais). Os
SSC são também chamados de “telecontrole”, quando a ação de controle e
supervisão é realizada à distância.

11


O sistema de telesupervisão e telecontrole depende de sistemas de
telecomunicação. Estes podem utilizar rádio-comunicação, linha física ou
cabo óptico, sistema carrier ou comunicação via satélite. Podem ser
privativos ou passar por uma central de telefonia (linha comutada). O canal
de comunicação pode ainda ser dedicado ou compartilhado, ou seja, num
mesmo canal podem trafegar informações de controle (dados) e informação
de voz ou tons de teleproteção, por exemplo.

A figura 3.2 apresenta um processo de supervisão e controle à distância, no
qual destacam-se quatro estruturas básicas distintas, a saber:

(i)- Centro de Supervisão e Controle, também denominado Centro de
Controle, Estação Master, Supervisora de Telecontrole, ou, simplesmente,
Supervisora. Este centro é constituído por ambientes de hardware e software
nos quais são armazenados os aplicativos de caráter sistêmico tais como:
estimação de estado, análise de contingências, controle automático de
geração etc. O Sistema de Supervisão e Controle é assim denominado em
função do seu atributo básico que é exatamente a capacidade de realizar a
supervisão (monitoramento “on-line” de um determinado processo, no caso o
sistema elétrico, identificando os estados dos equipamentos e os valores das
grandezas ou variáveis a ele concernente) e o controle (atuação no processo
de forma a alterar os valores das variáveis ou estado dos equipamentos,
monitorando a reação do processo aos comandos efetuados).

(ii)- Unidade de Aquisição de Dados e Comando (UAC) ou Unidade de
Interface com o Processo. Esta unidade é constituída por equipamentos
responsáveis por fazer a interface adequada com o processo de modo a
obter dados e efetuar comandos sobre o mesmo. A interface com o processo
é feita por meio de transdutores (entradas/saídas analógicas) e relés
auxiliares (entradas e saídas digitais).

(iii)- Sistema de Telecomunicações ou Canal de Comunicação de Dados
responsável por efetuar a transmissão de dados entre os equipamentos de

12


aquisição de dados e controle e a estação master. Os meios de comunicação
utilizados são os mais diversos tais como: fibra óptica, microondas, ondas
portadoras por linhas de alta tensão, satélite etc.

(iv)- Sistema de Alimentação Ininterruptiva responsável pelo suprimento
de energia nos casos de falha da alimentação da rede elétrica. Esse sistema
deve ter autonomia suficiente para alimentar as cargas críticas quando da
ocorrência de perturbações no sistema elétrico.

CENTRO
SUPERVISÃO SISTEMA DE
CONTROL E ALIMENTAÇAO
(UPS).
(estação master
supervisor

BANCO DE BATERIAS DE
TELECOMUNICAÇÕES
MODEM

BANCO DE BATERIAS DA
MEIOS DE COMUNICAÇÃO SUBESTAÇÃO E REMOTA
Linha física (cabo elétrico).
Microondas
Carrier (OPLAT)
Fibra Óptica.
Satélite.

MODEM
PROCESSO
ELÉTRICO
RELÉS
AUXILIARES
UNIDADE DE
AQUISIÇÃO DE DADOS Disjuntores
E COMANDOS. Transformadores
TRANSDUTORES Proteções
Chaves
seccionadoras

Figura 3.2 – O Processo de Supervisão e Controle.

13


3.4 - O processo de Operação em Tempo Real.

O processo de operação do SEE consiste no monitoramento e supervisão de
grandezas, elétricas e não elétricas do sistema, de modo a possibilitar uma
análise que identifique a necessidade de se intervir no mesmo, por meio de
ações de controle, que visam manter o sistema operando, dentro de padrões
de qualidade e continuidade estabelecidos para o fornecimento de energia
elétrica.

Para que a operação seja feita com sucesso é imprescindível obter um
conjunto de informações, bem dimensionado e de qualidade, que possa
garantir agilidade e precisão ao processo de tomada de decisão por parte do
operador. O processo de operação pode ser dividido em duas etapas:
operação Sistêmica e Local.

A sistêmica analisa o processo de forma integral. Supervisiona todas as
principais grandezas de todas as subestações e usinas integrantes do SEE e
efetua as correlações entre elas, de forma a manter o sistema elétrico dentro
de uma condição segura de operação. As principais funções que são
exercidas neste nível da operação são:

• Monitoramento de Tensão e Carregamento.
• Controle Automático de Geração.
• Controle da tensão dos barramentos.
• Reprogramação de intercâmbios com os sistemas interligados.
• Recomposição do sistema elétrico.
• Redespacho de potência ativa das unidades geradoras.
• Funções de Análise de Redes Elétricas (Estimador de Estado, Análise de
Contingências, Equivalentes Externos etc.).
• Acionamento das equipes de manutenção quando da identificação de falhas
em equipamentos.

14


A operação sistêmica é realizada pelos Centros de Operação de Sistema
(COS). Conforme as necessidades operativas, através dos Sistemas de
Supervisão e Controle, objetiva acompanhar, em tempo real, as principais
grandezas elétricas do SEP, por meio dos processos de telemedição; por
intermédio de processos de telecontrole, atuar nos equipamentos para abrir
ou fechar disjuntores; atuar nos reguladores de velocidade das unidades
geradoras; modificar posição de tap de transformadores; atuar no sistema de
excitação das unidades geradoras.

Operação em nível local é realizada em complemento às ações definidas nos
centros de operação. As principais funções executadas em nível local são:

• Monitoramento de tensão.
• Monitoramento de carregamento.
• Controle local de tensão e fluxo de reativo.
• Recomposição da subestação.
• Seqüência de manobras para isolamento de equipamentos por meio de
atuação em chaves seccionadoras.
• Preparação automática de subestações em situações de blecaute.
• Controle de tensão e fluxo de reativo.
• Bloqueio/desbloqueio de proteções.
• Disjuntor preso (falha de disjuntor).
• Intertravamento de manobra de chaves seccionadoras.
• Sincronização.

Para possibilitar a operação local, o operador pode contar com painéis de
controle do tipo eletromecânico, nas instalações mais antigas, ou com
recursos de supervisão e controle obtidos por intermédio de equipamentos
tais como: unidades terminais remotas, controladores lógicos programáveis
(CLP´s) e Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSC).

15


3.5 - Funções de Engenharia.

Um passo importante para o desenvolvimento de um plano de automação
consiste em se mapear todas as funções de engenharia que devem ser
desenvolvidas e implantadas em cada nível de operação do sistema elétrico.
Uma estratégia é automatizar o máximo de funcionalidades no nível local,
alocando-se o automatismo o mais próximo possível do processo. Essa
medida visa substituir todas as funções que são de atribuição das equipes de
operação local, reduzindo ou eliminando a necessidade de intervenção
humana no processo. Quanto maior for o conjunto de automatismos maior a
independência dos operadores locais, conseguindo-se, dessa forma, diminuir
o nível de assistência das instalações, acarretando em significativas reduções
dos custos operacionais.

Para tornar a automação do SEE mais segura, deve-se ampliar o nível de
supervisão de pontos supervisionados (analógicos/digitais) e controle no
COS. Com a incorporação desses dados podem ser implantadas novas
funcionalidades no sistema de supervisão e controle do COS das empresas.

O SSC, assim, passaria a desempenhar uma função ainda de maior
importância para a operação do sistema elétrico, já que a maior parte da
inteligência da automação passaria a residir no sistema computacional deste.
Diversas são as funções já implantadas na operação dos sistemas. No
próximo item estão apresentadas aquelas mais relevantes.

3.5.1 - Funções Sistêmicas.

As funções sistêmicas encontram-se implantadas nos ambientes
computacionais dos SSC que suportam os COS das empresas. A figura 3.3,
retirada de [Vale,1986], apresenta um diagrama esquemático contendo as
principais funções sistêmicas e seus relacionamentos.

16


Figura 3.3 – Diagrama Esquemático das Funções Sistêmicas.
Fonte:[Vale,1986].

Os dados obtidos pelo sistema de aquisição (analógicos, digitais etc.) são
processados no SSC para apoiar o operador nos diversos estados de
operação do SEE. Os aplicativos que processam essas informações são o
configurador da rede elétrica e o estimador de estado.

O configurador da rede processa os estados digitais (aberto/fechado) dos
disjuntores e chaves seccionadoras, produzindo a conectividade entre os
equipamentos (linha de transmissão, transformadores etc.) do sistema
elétrico. A determinação da topologia atual da rede, além de informar aos
operadores do COS o estado, energizado ou desenergizado, dos
equipamentos em tempo real, é utilizada pelas demais funções de Análise de
Redes (estimador, fluxo de potência em tempo real etc.).

17


O estimador de estado determina o estado operativo corrente (magnitude e
ângulo das tensões) do sistema elétrico supervisionado, que pode incluir
barras de fronteiras e algumas barras do sistema elétrico não supervisionado.
As medições recebidas pelo estimador não são perfeitamente confiáveis,
podendo conter grandes imprecisões. É praticamente impossível se evitar
que os valores das medidas efetuadas no sistema contenham erros ou dados
perdidos na transmissão. Portanto, torna-se necessária a análise dos
possíveis tipos de erros presentes nessas informações e da maneira pela
qual são tratados pelo processo de estimação.

O processo de estimação filtra as medidas analógicas que apresentam erros,
identificando-as para o operador, dando como resultado valores mais
próximos dos valores reais das grandezas medidas. As medidas analógicas
com erros grosseiros, que são identificadas no processo de estimação devem
ser avaliadas e corrigidas pelas equipes envolvidas com a manutenção do
sistema de telemedição.

O estimador pode utilizar, além das informações relacionadas anteriormente,
um conjunto de pseudomedidas constituídas por valores conhecidos, mas
não provenientes de medição, tais como: injeções nulas nas barras de
passagem, valores obtidos de programas de previsão de carga, dados
introduzidos pelo operador etc. As pseudomedidas podem suprir a falta de
dados importantes para a execução da estimação.

Após a execução das funções aplicativas de configuração e estimação, inicia-
se a etapa de monitoração das principais grandezas analógicas vinculadas
aos monitoramentos de tensão e carregamento.

O monitoramento de tensão é executado periodicamente comparando os
valores de tempo real das telemedições de tensão com os limites de tensão
estabelecidos para cada barramento do sistema elétrico. Os valores limites

18


são obtidos em uma base de dados que considera os limites do regime de
carga do sistema elétrico (Leve, Média ou Pesada), ou seja, os valores da
carga na qual o nível de tensão está sendo monitorado. Caso haja alguma
violação de tensão, o operador do sistema recebe um alarme notificando,
inclusive o percentual de violação verificado. São desenvolvidas lógicas para
tornar essa função mais inteligente utilizando faixas de banda morta próxima
aos limites de violação, evitando-se que sejam enviados inúmeros alarmes
quando a tensão estiver oscilando próximo aos limites.

O monitoramento de carregamento é executado, em tempo real, para
identificar violações de carregamento dos equipamentos de transmissão
(transformadores, linhas de transmissão). Os valores de corrente ou potência
aparente são comparados aos limites de carregamento admissíveis e aos
limites de estabilidade estabelecidos para os equipamentos. Similarmente ao
monitoramento de tensão, são implementadas lógicas que tratam das
violações próximas aos limites, evitando que seja enviado um número
excessivo de alarmes para os operadores.

Após a execução da função de monitoração pode-se identificar a existência
de funções que caracterizam em três controles: Preventivo, Restaurativo e
Emergência. O tipo de estado no qual se encontra o SEE determina o tipo de
controle a ser executado, ou seja, controle no estado normal (preventivo),
emergência e restaurativo.

3.5.1.1 - Funções de Controle no Estado Normal.

Se não forem identificadas violações de limites pelas funções de
monitoramento, de carregamento e tensão, executa-se a função de análise
de contingências para determinar o grau de segurança do SEE, isto é,
verificar se o ponto de operação encontra-se na região normal-insegura ou
alerta. Essa informação é muito importante, pois é a partir do resultado da

19


simulação que se decide sobre a execução de ações preventivas, quando
necessárias, para evitar transições do sistema para o estado de emergência.

A análise de contingências simula um conjunto de possíveis perturbações,
que são pré-definidas considerando o momento corrente, com a finalidade de
se fazer uma avaliação da segurança, em regime permanente, do sistema
elétrico supervisionado. A avaliação dos efeitos das contingências dá ao
operador uma visão antecipada das conseqüências destas no sistema,
alertando-o para situações onde a segurança do sistema elétrico pode ser
afetada. A utilização desta função proporciona uma operação de caráter
preventivo e não corretivo.

Caso alguma das contingências analisadas puder levar o sistema ao estado
de emergência, significa que o estado é normal inseguro (ou normal-alerta) e
que a função reprogramação preventiva deve ser acionada para encontrar um
ponto de operação seguro para o sistema, com respeito ao conjunto de
contingências. Desta forma, a reprogramação preventiva tem como objetivo
levar o estado do sistema da região normal-insegura para a região normal-
segura. Sua tarefa é formular decisões de controle apropriadas para eliminar
a insegurança detectada através da simulação, protegendo o sistema dos
efeitos de uma contingência prevista crítica. Dependendo da filosofia de
operação do sistema, o operador pode decidir não executar as ações
preventivas recomendadas, deixando para tomar alguma atitude quando a
pressuposta contingência realmente ocorrer.

O problema de controle da reprogramação preventiva consiste, então, em
descobrir como alterar as condições operativas do sistema, de forma a
satisfazer todas as restrições de carga, operação e segurança. Na migração
do estado da região insegura para a segura, existe certamente um grande
número de alternativas disponíveis. Desta forma, torna-se necessário definir-
se uma prioridade, um objetivo, na atuação dos vários controles possíveis,

20


procurando encontrar a “melhor” condição de operação que satisfaça todas
as restrições.

Na prática, nos estudos de regime permanente, o que se deseja é
estabelecer um fluxo de potência na rede elétrica que satisfaça um
determinado objetivo, respeitando condições operativas pré-estabelecidas.
Tanto o objetivo como as condições operativas variam de acordo com o
estudo realizado. A ferramenta mais adequada para a realização destes
estudos de regime permanente é o Fluxo de Potência Ótimo.

Além das funções de controle preventivo, há aqueles tradicionais que fazem
parte do controle no estado normal. Dentre elas, destacam-se o Controle
Automático de Geração – CAG e o Controle Automático de Tensão – CAT,
descritas a seguir.

a) Controle Automático de Geração – CAG

O controle de freqüência do SEE é efetuado basicamente pelas regulações
primária e secundária. A primeira é exercida localmente, em cada unidade
geradora, pelos servomecanismos implantados nos reguladores de
velocidade das unidades. A segunda é feita com a finalidade de efetuar um
ajuste fino de freqüência.

O CAG envolve as funções de controle automático da geração (intercâmbio e
freqüência) e o despacho econômico (alocação ótima da geração entre as
unidades geradoras disponíveis). Nos primeiros centros de controle, essas
funções eram inteiramente executadas por computadores analógicos
(controle contínuo), passando-se mais tarde à utilização de computadores
digitais (controle discreto).

No CAG, são previamente conhecidos os níveis globais de geração interna
da área (despacho econômico) e os intercâmbios contratados, sendo a

21


regulação da freqüência e do intercâmbio feitos pelo ajuste da geração de um
grupo de unidades geradoras da área. O procedimento de controle
geralmente adotado é o Tie-Line Bias Control -TLB, pelo qual cada área do
sistema interligado utiliza um sinal de erro composto pela soma do desvio de
intercâmbio (erro em relação ao valor desejado) mais o produto do desvio na
freqüência pela constante de polarização (bias), que converte o desvio na
freqüência em um erro equivalente de potência. Neste esquema, todas as
áreas participam da regulação da freqüência e cada uma delas controla o
próprio intercâmbio.

Para que o sistema opere à freqüência programada, é necessário ajustar os
pontos de referência de carga do regulador em um ou mais geradores. O
CAG faz esse ajuste automaticamente. Este é, de fato um sistema
suplementar de controle (regulação suplementar ou secundária), superposto
à ação normal de controle dos reguladores (regulação primária).

Uma finalidade secundária do CAG é ajustar automaticamente a produção
das unidades controladoras, de modo a satisfazer a programação de
carregamento econômico ou os critérios de segurança do sistema. O CAG é
um método de “sintonia fina” destinado a ajustar a geração à demanda, e
funciona melhor quando o sistema está operando em condições de estado
permanente ou próximo dessas condições. Isto implica freqüência na faixa de
0,25 Hertz a mais ou a menos em relação à freqüência programada. Quando
a freqüência se desvia dessa faixa (como, por exemplo, em condições de
emergência), a prática adotada por muitas concessionárias é interromper a
atuação do CAG. Na presença de desvios de freqüência muito grandes, o
CAG tem um efeito muito menor sobre a produção dos geradores em
comparação com a atuação primária dos reguladores.

Para que atue com eficiência, o CAG geralmente efetua sua ação de controle
a cada 2 ou 4 segundos. Em um sistema interligado, cada área de controle

22


deve ter o seu CAG operando em harmonia com os das outras áreas.
Sempre que se altera o intercâmbio líquido programado, pelo menos duas
áreas devem implementar essa alteração simultaneamente. A geração de
uma área deve aumentar na mesma proporção em que a geração da outra
área diminui. Com isto, o intercâmbio desejado será transferido de uma área
de controle para outra. Qualquer alteração introduzida na freqüência
programada deve ser feita simultaneamente nas outras áreas, em todo o
sistema interligado.

Cinco elementos básicos são necessários à operação do CAG. A figura 3.4
mostra esses elementos, que são:

• Equipamentos de aquisição de dados e controle.
• Equipamentos de comunicação.
• Controlador do CAG.
• Interface do Despachante.
• Controlador das Unidades Geradoras (CUG).

Figura 3.4 – Elementos Básicos do CAG.

23


A finalidade do equipamento de aquisição de dados e controle é medir várias
grandezas do SEE, inclusive os fluxos nas interligações, a produção de
megawatts das unidades geradoras e a freqüência do sistema, além de obter
informações sobre o estado das unidades controladoras. Esses dados são
transmitidos para o controlador do CAG através de canais de comunicação.

O elemento mais importante do sistema do CAG é o próprio controlador.
Atualmente, a maioria dos controladores é constituída basicamente por
computadores digitais. O programa do CAG processa os dados monitorados
e decide qual o grau desejado de aumento ou redução da produção das
unidades geradoras controladas.

A interface do CAG para uso dos operadores geralmente consiste de
monitores a cores, equipados com console e teclado. Na maioria das
aplicações, o operador pode usar esse console de controle para obter
resumos de dados operacionais de determinada unidade ou do sistema como
um todo. Usando essa interface, o despachante pode inserir dados no CAG
como, por exemplo, o estado de qualquer unidade geradora. Além disso, o
operador do COS pode especificar manualmente os limites superiores e
inferiores de despacho da unidade, seu modo de controle e ponto base, bem
como alterações na freqüência ou no intercâmbio programado.

Assim, quando o controlador do CAG decide o grau de aumento ou redução
da produção de megawatts de uma unidade geradora, envia o sinal
adequado, através da rede de comunicação, para o controlador das unidades
geradoras - CUG. O CUG transforma o sinal emitido pelo controlador em
variações de produção da unidade que está sendo controlada.

O despacho econômico fornece os pontos básicos de operação e os fatores
de distribuição utilizados pelo CAG. Os fatores de distribuição dão as
proporções em que as variações na carga do sistema são assumidas pelas

24


unidades geradoras sob controle. O programa de despacho econômico aloca
a geração entre as unidades do sistema de tal forma que sejam obedecidos
os requisitos de confiabilidade (reserva girante) e as restrições de operação
do sistema (limites de operação).

b) Controle Automático de Tensão – CAT

Uma das funções mais importantes para manter a qualidade de energia
suprida ao consumidor é o Controle de Tensão e Potência Reativa do SEE. O
Controle de Tensão de acordo com as características próprias de cada SEE
e, em conformidade com a filosofia de operação adotada pela empresa, pode
ser feito de forma centralizada, descentralizada ou hierarquizada.

O controle hierarquizado é uma estrutura de controle que supõe três níveis de
controle:

• Controle Primário: corresponde às ações automáticas locais (controle dos
reguladores automáticos de tensão, bancos de capacitores, indutores,
transformadores com mudança de tap etc.).
• Controle Secundário: corresponde ao ajuste dos valores (tensão, potência
reativa etc.) de referência dos controles locais, dentro de uma área de
controle, para atendimento à determinação do controle terciário.
• Controle Terciário: refere-se à determinação das tensões em determinadas
barras em nível global do sistema, com base na otimização econômica com
restrições de segurança no nível global do sistema.

Em [Lameiras,1996]2, a empresa CEMIG propôs o desenvolvimento de um
software para Controle Automático de Tensão, denominado CAT, para
atuação nos barramentos de EAT no Sistema de Supervisão e Controle

2
O autor desta dissertação participou da elaboração do trabalho.

25


Distribuído do COS da empresa. O trabalho descreve toda a filosofia a ser
adotada para o desenvolvimento do CAT. Partindo da descrição da malha
principal do sistema, cuja operação é controlada pelo COS, são destacados
os níveis de tensão existentes, a configuração da rede e os tipos de
equipamentos utilizados para o controle de tensão. Posteriormente, é
mostrada a filosofia utilizada para se efetuar o controle de tensão do SEP
pelo COS, abordando os critérios utilizados para se estabelecer as faixas de
tensão permitidas (que são dinâmicas, função de requisitos e regimes de
carga) para os barramentos do sistema, e as ações executadas pelos
despachantes do COS objetivando-se manter as tensões dentro das faixas.
São também mostrados os recursos disponíveis para o monitoramento e
controle de tensão nas barras, de forma a permitir que o despachante possa
telecomandar remotamente diversos equipamentos, através de uma interface
gráfica padronizada (independente do tipo de equipamento). As dificuldades e
os problemas existentes são descritos, evidenciando-se a complexidade do
controle de tensão no SEE.

Após esse trabalho, foi estabelecida uma parceria entre o LRC3/UFMG e a
CEMIG para o desenvolvimento do aplicativo CAT [Vale,1999a]. Essa
aplicação foi projetada para efetuar o controle de tensão no estado normal de
operação da malha principal da empresa. Executado em tempo real, retira
dos operadores do COS a tarefa de efetuar um grande volume de ações de
controle. Antes do CAT, as ações de controle eram efetuadas manualmente
pelos operadores, através de telecomando.

Outra interessante aplicação de controle de tensão é abordada na referência
[Ekel,1999]. O autor utiliza uma solução híbrida com integração de métodos
numéricos tradicionais com aplicação da lógica fuzzy. Ressalta-se que o

3
LRC - Lightning Research Center Núcleo de Desenvolvimento Científico e Tecnológico em
Descargas Atmosféricas – Convênio UFMG/CEMIG

26


algoritmo foi implantado no SSC da Companhia Energética do Paraná -
COPEL.

3.5.1.2 - Funções do Controle de Emergência.

Conforme abordado em [Vale,1986], no caso de se identificar violações nos
limites estabelecidos de tensão e carregamento são executadas as funções
do Controle de Emergência. O objetivo deste controle é determinar e executar
ações a médio ou no curto prazo ou por vezes até imediatamente
(dependendo do impacto da contingência), a fim de remover as violações das
restrições de operação. O controle a ser efetuado numa situação de
emergência depende do grau de severidade das violações das restrições de
operação:

• Há casos onde é possível corrigir a anormalidade, trazendo-se todo o SEE
para o estado normal sem que sua integridade seja perdida, ou seja, sem
nenhum desligamento de partes do sistema (unidades geradoras, linhas
de transmissão, cargas etc.) - Controle de Emergência Corretivo.

• Há casos onde isto não é possível e deve-se conter (limitar) a
anormalidade, para se evitar que sua propagação cause danos sérios e
comprometa as partes sadias do sistema, através de ações que sacrificam
a integridade do sistema - Controle de Emergência Crise.

Dependendo do grau de violação das restrições de operação e das
características do sistema considerado deve-se atuar mais rapidamente no
processo. Deve-se observar que o fator tempo é um elemento importante na
tomada de decisão sobre as ações possíveis de execução.

O Controle de Emergência compreende as fases de decisão e controle. Na
primeira são determinadas ações de controle apropriadas e, na segunda,
essas ações são efetivamente executadas.

27


A realização do Controle de Emergência nas suas fases de decisão e
controle depende de diversos aspectos relacionados com os princípios de
operação do sistema, com o grau de severidade da situação de emergência,
com os equipamentos de controle e os recursos computacionais disponíveis
etc. Existem várias maneiras de modificar a condição de operação de um
sistema elétrico, através da execução de ações de controle efetuadas na
geração das potências ativa e reativa, na rede de transmissão e na carga do
sistema.

A operação do sistema interligado do sistema elétrico brasileiro conta com a
implantação de inúmeros esquemas (aproximadamente 95) para controle de
emergência, que são desenvolvidos para identificar situações de risco em
decorrência da violação de determinadas grandezas. Uma vez identificado o
risco operativo, são efetuadas ações no SEE tais como: rejeição de geração,
corte de carga, corte de carga por subfreqüência etc. Pode-se considerar que
o desempenho desses esquemas tem sido bastante eficiente, com melhoria
na solução dos problemas operativos, evitando-se a ocorrência de blecautes
e grandes perturbações.

A CEMIG possui uma larga experiência na automatização das funções do
controle de emergência na operação do Sistema Interligado Nacional. Em
1987, foi desenvolvido e implantado, nos computadores do Sistema de
Supervisão, um conjunto de Esquemas de Proteção e Controle EPC´s
agrupados na função denominada Sistema de Alívio de Geração -SAGE.
Estes esquemas são constituídos por software e hardware, envolvendo
recursos do SSC e de proteção e controle instalados nas usinas e
subestações da CEMIG e de outras empresas do Sistema Interligado.

As funções implementadas pelo SAGE são:

28


• Redução ou rejeição de geração em função de sobrecargas em
equipamentos de transmissão (linhas de transmissão, transformadores);
• Seleção de unidades geradoras para rejeição de geração em função do
desarme de equipamentos de transmissão;
• Direcionamento inteligente de pulsos para o Controle Automático de
Geração (CAG), em função da posição que o equipamento
sobrecarregado ocupa no sistema elétrico.

As principais limitações dos EPC´s referem-se às falhas nas telemedições
analógicas, telesinalização e telecontrole de disjuntores e relés, falhas nos
canais de comunicação, indisponibilidade do sistema computacional.
Observa-se, contudo, que esses problemas apresentam baixos índices de
ocorrência. Em relação aos problemas nas telemedições analógicas, a
melhor estratégia consiste na utilização dos dados estimados em substituição
aos valores telemedidos. Esse procedimento assegura maior qualidade na
etapa de monitoramento da violação das grandezas que estão sendo
monitoradas.

A implantação do SAGE no SSC do COS da CEMIG tem proporcionado
ganhos excepcionais para a operação do Sistema Elétrico Interligado
Sudeste/Sul do Brasil. Entre os principais benefícios, decorrentes da
implantação do SAGE, podem ser citados:

• Otimização energética durante desligamentos de troncos importantes de
transmissão.
• Maior utilização da capacidade instalada de geração, ao evitar problemas
de estabilidade decorrente da perda de equipamentos da transmissão.
• Redução das tarefas que exigem atuação imediata dos operadores,
durante emergências no SEE, proporcionando-lhes maior tempo para
análise.

29


A referência [Ferreira,1994a]4 apresenta a experiência da CEMIG na
utilização de Esquemas de Controle e Operação Remota de Subestações de
Extra Alta Tensão - EAT pelo COS.

3.5.1.3 - Funções de Controle Restaurativo.

Essa função tem como objetivo a determinação de ações rápidas, corretas e
seguras para restaurar o sistema, após os desligamentos parciais
decorrentes do controle de Emergência Crise ou após desligamentos totais.

Embora a rapidez na execução do Controle Restaurativo seja um aspecto
importante, o essencial é que as ações sejam precisas e corretas, pois uma
operação precipitada e inadequada durante a restauração pode provocar
efeitos danosos ao SEE.[Vale,1986].

Considera-se que um sistema se encontra no estado restaurativo quando:

• Este não se encontra intacto (cargas não atendidas, ilhamentos etc.) após
desligamentos parciais efetuados pelo Controle de Emergência Crise.
Nessa situação, as restrições de carga e de operação continuam sendo
não atendidas nas partes afetadas no sistema.

• O Controle de Emergência não foi capaz de conter a situação de
emergência, e o desencadeamento de processos em cascata resultando
num desligamento total (blecaute generalizado) do sistema.

4

30


A estratégia a ser adotada por esse controle depende da situação em que se
encontra o sistema no estado restaurativo, isto é, do grau de severidade
imposto pelos desligamentos dos componentes de geração, transmissão e
cargas. O sistema pode ter sofrido desde um desligamento parcial em
pequena escala até um desligamento total, caracterizando assim diversos
problemas, com diferentes níveis de complexidade, a serem considerados
pelo Controle Restaurativo.

Atualmente a maior parte dos Centros de Controle não possui o Controle
Restaurativo automatizado, ou seja, a restauração de sistema tem sido
efetuada quase que exclusivamente através da operação manual
implementada por telecomando remoto ou por operação local.

Para a automação deste Controle deve ser desenvolvido e implementado, no
Sistema de Supervisão e Controle e nas Unidades de Aquisição de Dados
das instalações, um conjunto de funções aplicativas que promovam o
religamento das cargas de forma segura, rápida e confiável. Existem algumas
aplicações em nível mundial que automatizam as funções necessárias
durante o restabelecimento do SEE. Uma das poucas aplicações
efetivamente implantadas em um SSC, em nível nacional, é a função
implantada na CEMIG.

Em [Ferreira,1994b]5 é apresentada uma aplicação denominada Preparação
Automática de Subestações – SAPRE, que realiza a primeira fase do
restabelecimento do SEE da empresa CEMIG. O elevado número de
manobras necessárias à preparação das subestações, o longo tempo
previsto para a sua execução individual e remota e sua complexidade

5

31


corrobora com a necessidade de se automatizar esta etapa do Controle
Restaurativo.

A função SAPRE automatiza as ações de preparação associadas aos
procedimentos operativos de restabelecimento de uma subestação, na qual
se identifica a ocorrência de uma perturbação total (blecaute). O SAPRE
identifica o blecaute na subestação e, quando acionado pelo operador do
COS, envia todos os sinais de telecomando necessários à implementação da
preparação da subestação para o início das ações de restabelecimento. Essa
aplicação otimiza, de forma significativa, o processo de restabelecimento do
SEE. A figura 3.5 apresenta o fluxo de informações e ações de controle do
SAPRE.

Figura 3.5 – Fluxo de Informações e Ações de Controle do SAPRE.
Fonte: [Ferreira, 1994].

32


A função monitoração possibilita a gerência da ocorrência de uma
perturbação total (blecaute) na subestação. Isto é, este módulo do SAPRE
identifica a ocorrência simultânea de falta de tensão nos vários barramentos
da subestação. A monitoração é feita em todas as subestações da malha
principal da CEMIG, em tempo real, sendo a falta da tensão caracterizada
pela detecção de uma tensão inferior a 10 kV (valor residual).

A função preparação realiza as ações de comando pré-estabelecidas pelos
estudos de engenharia, necessárias à preparação da subestação para que as
ações coordenadas de restabelecimento possam ser iniciadas. A preparação
de cada uma das subestações consiste em “abrir” ou “verificar aberta” uma
lista pré-definida de disjuntores, e “fechar” ou “verificar fechada” uma lista
complementar pré-definida de disjuntores. Assim, pelo estado de todos os
disjuntores de cada uma das subestações envolvidas, pode-se estabelecer
para cada uma delas, uma topologia inicial mais adequada e segura, a partir
da qual podem ser executadas, de forma otimizada, ações de
restabelecimento.

Os estados dos disjuntores adequados à preparação de uma dada
subestação são estabelecidos pelos estudos de engenharia nas instruções de
operação. Estes estados, se diferentes do estado atual verificado quando da
ocorrência de blecaute, gera uma lista de comando de manobras que são
realizadas nos disjuntores da subestação pelo módulo “Preparação”.

Após o operador, do COS, ter sido alarmado da presença de uma
perturbação total na subestação, pelo módulo “Monitoração”, ele deve ativar o
módulo “Preparação”, que apresenta a lista de informações necessárias à
preparação da subestação para seu restabelecimento. Após verificação da
sua adequação, face às condições e restrições operativas existentes, o
operador aciona a preparação.

33


O SAPRE, quando o seu módulo de Preparação é acionado, envia uma lista
de telecomandos de manobra para os disjuntores da subestação em
preparação, substituindo a ação do técnico local. Ao final do processo, o
operador do COS recebe um alarme sobre o término da preparação
automática da subestação. Caso um ou mais disjuntores não se encontrarem
em seu “estado atual” igual ao “estado desejado”, haverá indicação visual em
tela alertando o operador do COS da pendência de uma ou mais manobras.

O tema Controle Restaurativo tem sido objeto de investigação conjunta entre
o LRC/UFMG e a CEMIG. Dentre os desenvolvimentos mais significativos
encontra-se o aplicativo SARESTA – Sistema de Apoio ao Restabelecimento
Sistêmico [Vale,1999b].

O SARESTA é uma ferramenta computacional integrada ao Sistema de
Supervisão e Controle da CEMIG, que orienta o operador do COS quanto à
melhor ação de controle a ser adotada durante o processo de
restabelecimento. Trata-se de um sistema especialista baseado em regras
geradas a partir de instruções de operação. Essa ferramenta é descrita com
mais detalhes no capítulo 5.

As aplicações SAPRE e SARESTA possibilitam um grau de automatismo
importante para o controle restaurativo da malha principal da CEMIG.

3.5.1.4 - Funções Locais.

As funções locais são implementadas nas subestações através de sistemas
convencionais, digitais ou híbridos. Com o advento da digitalização estas
funções têm sido realizadas com o uso de equipamentos como
microprocessadores e lógica estabelecida em software [Jardini,1996].

Dentre as várias funções presentes no sistema podem ser citadas:

34


• Sinalização ou monitoramento de estado (status) de equipamentos.
• Medição.
• Proteções (linha, transformador, barra, reator, perda de sincronismo etc.).
• Monitoramento das proteções.;
• Religamento automático.
• Estimativa de localização de falta na linha.
• Telecomando.
• Proteção por falha de disjuntor.
• Controle de equipamentos de chaveamento (intertravamento).
• Seqüência automática de chaveamentos.
• Monitoramento de sobrecarga em transformadores.
• Controle local de tensão e fluxo de reativo.
• Corte seletivo de cargas (load shedding).
• Sincronização.
• Alarmes.
• Indicação e registro de seqüência de eventos.
• Oscilografia.

O sistema digital para a realização destas funções pode variar de
complexidade, dependendo de como se pretende implementá-las. Contudo,
sempre será composto por um sistema central, um sistema de aquisição de
dados, com ou sem dispositivos de interface com o processo, e por unidades
dedicadas com objetivos específicos (proteção e oscilografia, por exemplo).

A complexidade do sistema central é função do porte da subestação e da
escolha se a subestação será assistida ou desassistida (telecomandada). A
subestação é dita assistida quando possui operadores locais durante todo o
tempo de serviço. É comum numa área haver várias subestações
telecomandas através de uma outra. Neste caso, o Sistema de Supervisão e
Controle Local SSCL, localizado na subestação, deve ser composto de
computadores onde residirá a interface homem-máquina (IHM) para os
operadores. Por outro lado, na subestação desassistida, o SSCL pode ser

35


simples, com apenas equipamentos para a comunicação e troca de dados
com a subestação que está no comando.

Os sistemas de aquisição de dados têm requisitos diferentes quanto a
tempos e velocidades de processamentos, dependendo das funções
implementadas.

Na Figura 3.6, retirada de [Jardini,1996], são mostradas, numa escala de
tempo, funções locais e seus requisitos de tempo. Percebe-se que,
dependendo do requisito de tempo, pode-se coletar o valor instantâneo ou
valor eficaz da variável, com maior ou menor velocidade, podendo implicar o
uso de equipamentos dedicados para as funções mais rápidas. Pode-se
identificar um conjunto de funções de regime permanente, tais como medição
e apresentação de eventos e outras classificadas como rápidas, tais como:
proteção, registro de eventos e sincronização.

Figura 3.6 – Requisitos de Tempo das Funções Locais.
Fonte: [Jardini 1996].

36


Com respeito às subestações, é importante identificar as principais funções
passíveis de serem automatizadas na subestação. São elas;

(i) - Proteção por Falha do Disjuntor.

Ao ocorrer um curto circuito em uma linha de transmissão, a proteção atua e
abre o disjuntor. Entretanto, por razões mecânicas (disjuntor travado) ou por
razões elétricas (deterioração da capacidade isolante por falta de SF6, por
exemplo) pode ocorrer que a corrente não seja interrompida. Neste caso, o
relé (função proteção) 51BF conta o tempo desde a ordem de abertura
enviada, até o tempo esperado de abertura, e detecta a ocorrência de falha
de abertura.

Essa função deve programar uma lógica que realiza uma seqüência
automática para isolação de um disjuntor, posteriormente à detecção da
atuação de uma proteção de falha de disjuntor (50 BF). Esta lógica consiste,
basicamente, na abertura das seccionadoras adjacentes a este disjuntor,
imediatamente após a verificação que a corrente circulante pelo mesmo
cessou.

A ação sucessiva é: primeiro, abrir todos os disjuntores dos circuitos ligados à
barra onde está também ligado o disjuntor preso e, a seguir, abrir
automaticamente todas as chaves em volta deste, isolando-o.

(ii) - Intertravamento.

Esta função visa estabelecer condicionantes à manobra de seccionadoras.
Esses equipamentos são utilizados para permitir a ligação de um circuito em
uma ou outra barra, para isolar o disjuntor e executar com segurança a sua
manutenção. Essas seccionadoras não estão previstas para operar em carga
(ligando ou interrompendo corrente) mesmo que esta corrente seja pequena.
Desta forma, elas não estão geralmente habilitadas, nem mesmo a manobras

37


de barramento em vazio, principalmente se neles estão ligados divisores
capacitivos para medição de tensão.

Essa função deve implementar uma lógica de intertravamento para
seccionadoras, a qual possui como objetivo permitir manobras e seqüências
de manobras seguras e coerentes do ponto de vista operacional. Algumas
condições de intertravamento devem ser observadas, tais como verificação
da indicação de “Equipamento em Manutenção” e chave de comando do
equipamento em posição local, proteções intrínsecas não atuadas etc.

(iii) - Seqüência Automática de Chaveamentos.

Essa função deve implementar uma lógica para realizar o automatismo para
manobras padronizadas. Alguns tipos de manobras seguem uma seqüência
pré-determinada e invariável de ações. Nesses casos, é viável a criação de
uma lógica através da qual, após um comando inicial, as ações seguintes
sejam realizadas automaticamente, até se completar a ação final.

A preparação automática de subestações, tratada anteriormente neste texto
(SAPRE), é um exemplo de manobras com uma seqüência de comandos pré-
definidos. A integração dessa função em nível local reduz de forma
significativa o requisito de comunicação entre a supervisora e os SSCL
instalados nas subestações. A decisão pela ativação da função poderá ser
feita a partir de uma decisão do COS.

Outro exemplo, que merece ser citado, é o automatismo implementado para
transferir o disjuntor de um circuito para o disjuntor de transferência.

(iv) - Sobrecarga em Transformadores.

Essa função realiza a monitoramento de carregamento dos transformadores
por meio da comparação dos valores medidos periodicamente, de potência

38


aparente ou corrente, com os valores de referência. O objetivo dessa função
é efetuar um gerenciamento do carregamento do transformador de tal forma a
preservar sua vida útil conforme especificação do fabricante.

A curva típica de carga de um transformador é mostrada na figura 3.7 onde
se percebe o comportamento do carregamento do transformador ao longo do
dia. Verifica-se que esse equipamento é submetido a um carregamento maior
na ponta de carga do sistema. Nesse intervalo de tempo (h1,h2), o
transformador perde mais vida que quando operando com potência
(aparente) nominal S, porém nos demais períodos perde menos. Se um fator
compensar o outro o transformador com carga variável terá a mesma perda
de vida útil do que o transformador operando com carga constante. O valor
Sp refere-se ao valor máximo de potência aparente que fluiu pelo
transformador.

Figura 3.7 – Curva de Carga do Transformador.
Fonte:[Jardini,1996].

(v) - Controle Local de Tensão e Fluxo do Reativo.

Esta função refere-se ao controle de tensão nos barramentos da subestação,
feito por:
• Atuação no tap dos transformadores (com comutador sob carga).
• Conexão/desconexão de cargas reativas (reatores/capacitores).

39


Através dessa função é possível ajustar os valores máximos e mínimos da
tensão de referência. O automatismo efetua a comparação do valor medido
com os valores de referência, e envia comandos para equipamentos de
controle de tensão dos compensadores síncronos, banco de reatores, banco
de capacitores e transformadores.

(vi) - Oscilografia.

Esta função permite que se registrem dados em memória não volátil, durante
a ocorrência de anomalias (faltas). Esses dados são utilizados para a
impressão de tabelas, geração de gráficos ou transferência para uma
interface externa.

As grandezas coletadas são selecionadas e associadas aos eventos que
causam os seus registros. Diversas grandezas podem ser coletadas
simultaneamente. Normalmente, esta função procura salvar os dados de pré-
falta, no mínimo de 10 ciclos completos, e outros 30 ciclos do transitório
posteriormente à falta.

Os sinais devem ser adquiridos com resolução suficiente para caracterizar a
sua forma de onda. Para as grandezas elétricas, costuma-se utilizar uma
freqüência de amostragem que permita a reprodução de freqüências
parasitas (harmônicas e outras) de até 300 a 400 Hz. Devem ser
armazenadas, no mínimo, todas as formas de onda relacionadas com a falta.
Pode-se prever a opção de armazenamento de todas as formas de onda da
subestação, quando se tem um sistema digital de supervisão e controle.

Esta função deve permitir que o usuário selecione as grandezas que
precisam ser coletadas e os eventos (faltas) associados. Podem ser previstas
diferentes formas de coleta, selecionáveis via console de operação. Essas
formas de coleta podem variar quanto à maneira de preencher a área

40


reservada ao registro de dados e quanto à maneira de selecionar os eventos.
Todas as tabelas de dados criadas nesta função costumam possuir registro
de tempo para correlação com a seqüência de eventos. A oscilografia pode
ser feita com aparelhos dedicados que tenham a adequada resolução.

3.6 - Considerações Finais.

Pode-se constatar uma grande evolução e nível de maturidade da automação
da operação de sistemas elétricos, principalmente no que se refere às
funções sistêmicas implantadas nos sistemas de supervisão e controle nos
centros de operação do sistema. Observa-se que a automação das funções
implantadas no nível local está gradativamente evoluindo com uma proposta
nítida de executar todas as funções que atualmente vêm sendo efetuadas
pelos operadores locais das instalações. Esses fatos, associados a um
aumento de supervisão das funções locais no SSC, permitem aumentar
significativamente o nível de desassistência das subestações, agregando
todos os ganhos previstos de redução de custos e aumento de confiabilidade
e qualidade da energia suprida.

Um aspecto que deve ser considerado é a importância de se ter uma visão
sistêmica de todo o projeto de automação da empresa, de modo a garantir
uma hierarquia funcional harmoniosa, bem concebida e estruturada. Esta
dissertação visa contribuir neste sentido.

41

Capítulo 4 – Automação da Manutenção

4
AUTOMAÇÃO DA MANUTENÇÃO


Este capítulo aborda os diversos aspectos associados à automação da
manutenção de sistemas elétricos. Inicialmente, é feita uma revisão dos
principais tipos de manutenção existentes. Posteriormente, são apresentados
aspectos associados aos sistemas de monitoramento e diagnóstico de falhas
de equipamentos. Do exposto, é elaborada uma breve avaliação, sucinta do
estágio atual da automação do processo de manutenção de sistemas
elétricos.

4.2 - Tipos de Manutenção.

Define-se como tipo de manutenção a maneira pela qual é feita a intervenção
nos equipamentos, sistemas ou instalações. Há uma variedade muito grande
de denominações para classificar a atuação da manutenção.

Segundo [Kardec,1999] atualmente são definidos seis tipos básicos de
manutenção que são: Corretiva não planejada, Corretiva planejada,
Preventiva, Preditiva, Detectiva e Engenharia de Manutenção.

(i) A Manutenção Corretiva é a atuação no equipamento para a correção da
falha ou do desempenho menor do que o esperado. Observa-se que a
manutenção corretiva não é, necessariamente, uma manutenção de
emergência. Pode ser dividida em duas classes.

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• A Manutenção Corretiva Não Planejada é a correção da falha de maneira
aleatória e caracteriza-se pela atuação da manutenção em fato já
ocorrido. Normalmente, a manutenção corretiva não planejada implica
altos custos, pois a indisponibilidade inesperada de equipamentos pode
acarretar interrupções, perda da qualidade no fornecimento de energia
elétrica e elevados custos indiretos de manutenção.

• A Manutenção Corretiva Planejada é a correção do desempenho menor
do que o esperado ou da falha, por decisão gerencial, isto é, pela atuação
em função de acompanhamento preditivo ou pela decisão de operar até a
quebra. Um trabalho planejado é sempre mais barato, mais rápido e mais
seguro do que o trabalho não planejado.

(ii) - A Manutenção Preventiva é a atuação realizada de forma a reduzir ou
evitar a falha ou queda no desempenho, obedecendo a um plano
previamente elaborado, baseado em intervalos definidos de tempo.
Inversamente à política de manutenção corretiva, a preventiva procura evitar
a ocorrência de falhas, ou seja, procura prevenir problemas.

(iii) - A Manutenção Preditiva é a atuação realizada com base em
modificação de parâmetro de condição ou desempenho, cujo
acompanhamento obedece a uma sistemática. A manutenção preditiva é, a
primeira grande quebra de paradigma na manutenção, e tanto mais se
intensifica quanto mais o conhecimento tecnológico desenvolve
equipamentos que permitam avaliação confiável das instalações e sistemas
operacionais em funcionamento. Seu objetivo é prevenir falhas nos
equipamentos ou sistemas através de acompanhamento de parâmetros
diversos, permitindo a operação contínua do equipamento pelo maior tempo
possível. Os Sistemas de Monitoramento e Diagnóstico de falhas de
equipamentos do SEE são fundamentais para a implantação desse tipo de
manutenção, estando totalmente em sintonia com as exigências do setor
elétrico.

43


(iv) - A Manutenção Detectiva começou a ser mencionada na literatura a
partir da década de 90. Sua denominação está ligada à palavra detectar – em
inglês Detective Maintenance. Esse tipo de manutenção é efetuado em
sistemas de proteção buscando detectar falhas ocultas ou não perceptíveis
ao pessoal de operação e manutenção. A identificação de falhas ocultas é
primordial para garantir a confiabilidade.

(v) - A Engenharia de Manutenção é a segunda quebra de paradigma na
manutenção. Praticar a Engenharia de Manutenção é deixar de ficar
consertando continuamente, e procurar as causa básicas, modificar situações
permanentes de mau desempenho, deixar de conviver com problemas
crônicos, melhorar padrões e sistemáticas, desenvolver a manutenibilidade,
dar feedback ao projeto, interferir tecnicamente nas compras. Engenharia de
Manutenção significa perseguir benchmarks, aplicar técnicas modernas, estar
nivelado com as melhores práticas de manutenção.

Várias ferramentas disponíveis e adotadas atualmente têm no nome a
palavra Manutenção. É importante observar que essas não se constituem
novos tipos de manutenção, mas ferramentas que permitem a aplicação dos
seis tipos de manutenção citados. Dentre elas, destacam-se:

• Manutenção Produtiva Total (TPM) ou Total Productive Maintenance.
• Manutenção Baseada na Confiabilidade (RBM) ou Reliability Based
Maintenance.

4.3 - O Processo de Manutenção.

O processo de automação da manutenção visa monitorar os equipamentos
do sistema elétrico, de forma mais detalhada relativamente ao processo de
operação. Através do monitoramento de algumas grandezas elétricas podem
ser identificadas falhas incipientes nos equipamentos. Um trabalho
interessante sobre o tema é abordado em [Altwee,2003].

44


A proposta da automação do processo de manutenção consiste em substituir
as tradicionais manutenções corretivas e preventivas pela manutenção
preditiva. A mudança de manutenções não planejadas para intervenções
planejadas desperta grande interesse em países de grandes dimensões com
subestações isoladas, nas quais os deslocamentos significam parcela
substancial do custo total da manutenção.

Nesse processo, similarmente à automação da operação, identificam-se duas
etapas básicas que são a coleta de dados e o tratamento das informações,
de forma a possibilitar, via algoritmos, diagnosticar, em tempo real, o estado
dos equipamentos em termos de disponibilidade e confiabilidade para a
operação do sistema elétrico. A idéia é eliminar a possibilidade do pessoal de
operação ser surpreendido com a falha intempestiva de equipamentos
importantes do SEE.

Os investimentos feitos no monitoramento e diagnóstico de falhas de
equipamentos permitem maximizar a disponibilidade dos equipamentos para
o sistema elétrico, acarretando reduções significativas dos custos de
manutenção. Além da redução dos custos de manutenção, obtém-se o
aumento da confiabilidade da rede elétrica, um planejamento mais eficiente
da manutenção e o prolongamento da vida útil dos equipamentos
monitorados.

Outro aspecto importante decorre da necessidade de se saber rapidamente
onde e quando ocorreu um problema. Como conseqüência direta da
desregulamentação, as multas por interrupção do serviço passam a ter uma
importância significativa. Desta forma, acessar dados de tempo real
relacionados à hora e ao local da falha, e às condições do equipamento
primário, é de altíssima importância na redução do tempo de interrupção no
fornecimento de energia elétrica.

45


Atualmente, os fabricantes de equipamentos oferecem sistemas de
monitoramento de equipamentos que disponibilizam os resultados da análise
pela internet, permitindo aos profissionais que trabalham na engenharia de
manutenção das empresas o acompanhamento sistemático do estado dos
equipamentos. As desvantagens, deste tipo de abordagem referem-se à
multiplicidade de sistemas, dificultando o próprio processo de monitoramento,
e os elevados custos de sua aquisição.

Nesse caso, a melhor alternativa consiste na aquisição de informações dos
equipamentos, por intermédio de sensores apropriados. Esses dados são
armazenados em uma base de dados, no nível da subestação, que
possibilitam o desenvolvimento de uma Central Inteligente de Monitoramento
e Diagnóstico, na qual são implantados os aplicativos de monitoramento e
diagnóstico para os diversos equipamentos do sistema elétrico. A adoção
dessa estratégia reduz de forma considerável os custos dos sistemas de
monitoramento e diagnóstico comparativamente aos custos se os sistemas
forem adquiridos isoladamente.

A figura 4.1 apresenta a arquitetura básica de um Sistema de Monitoramento
e Diagnóstico de Falhas em Equipamentos. Observa-se que as principais
informações dos equipamentos são obtidas dos sensores e integradas às
unidades de aquisição de dados (UAC) disponíveis nas instalações (unidades
terminais remotas, CLP´s etc.). Esses dados são armazenados em um
concentrador na sala de controle da subestação e enviados para um servidor
da central de monitoramento de equipamentos da subestação (servidor
CME/SE). Posteriormente, essas informações são transmitidas, através do
sistema de telecomunicação, para uma central computacional na qual os
dados são tratados adequadamente por algoritmos de monitoramento e
diagnóstico de falhas de equipamentos.

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PÁTIO DA SUBESTAÇÃO SALA DA SUBESTAÇÃO

CENTRAL DE MONITORAMENTO CONCENTRADOR

SERVIDOR CME/SE
SENSORES
LAN / WAN
TRAFO UAC

DISJUNTOR UAC
SUPERVISÓRIO

SÍNCRONOS UAC EDIFÍCIO SEDE

Figura 4.1 – Arquitetura da Central Inteligente de Monitoramento.

As empresas de energia elétrica têm implantado inúmeros sistemas de
monitoramento e diagnóstico. A figura 4.2 apresenta a arquitetura básica
proposta pela CEMIG no monitoramento e controle on-line de equipamentos
e subestações do sistema de distribuição.

Figura 4.2 – Arquitetura Básica para Monitoramento on-line de Equipamentos.
Fonte:[Martins,2003].

47


A arquitetura se apresenta dividida em três classes: entradas, processamento
e saídas. O módulo entradas refere-se principalmente às unidades de
sensoriamento e aquisição de dados; é neste módulo que são feitas
correções, compensações e condicionamentos dos sinais provenientes dos
sensores, para que estes sinais possam ser transferidos ao módulo de
processamento (CLP´s e Redes Neuro-Fuzzy) dentro de uma determinada
padronização. O módulo processamento é o responsável por todas as ações
de controle, monitoramento e tomadas de decisões. O módulo saídas é o
responsável pelo sistema especialista (supervisório) e pela conexão aos
sistemas existentes. A referência [Martins,2003] detalha tal arquitetura.

De especial interesse, são os Sistemas de Monitoramento e Diagnóstico de
Falhas dos transformadores de potência e disjuntores. Sendo assim,
merecem destaque, sendo descritos nos próximos itens.

4.4 - Sistema de Monitoramento e Diagnóstico de Faltas em
Transformadores.

Os transformadores de potência são equipamentos de grande importância no
contexto do SEE. A indisponibilidade desse equipamento pode levar a
condições operativas de alto risco. Desta forma, torna-se imprescindível a
implantação de Sistemas de Monitoramento e Diagnóstico de Faltas desse
equipamento, tendo como finalidade aumentar a confiabilidade e redução dos
custos dos processos de operação e manutenção.

O objetivo do sistema de monitoramento de transformadores de potência é
proporcionar a aquisição, armazenamento e tratamento dos dados a serem
medidos no equipamento, além de possibilitar a automação de algumas
funções de controle, tais como: operação de sistemas de comutadores sob
carga, sistema de refrigeração, paralelismo, entre outras.

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A automação e monitoramento de transformadores de potência permitem o
acesso às informações seguras e rápidas para os setores de operação e
manutenção, principalmente na área de técnicas preditivas. Fornecem
elementos que podem subsidiar a operação do sistema, minimizando ou até
mesmo eliminando as transições de estado operativo de seguro para
emergência.

As grandezas obtidas para a operação do monitoramento dos
transformadores são as seguintes: corrente de fase, tensões de fase,
temperatura do óleo do transformador e do comutador, forma de onda da
corrente do motor do comutador, posição de tap, operação dos ventiladores
ou bombas, instantes de acionamento do motor do comutador
[Kanashiro,1999].

É fundamental medir as variáveis elétricas da corrente de carga e a tensão de
operação diretamente no transformador. Para medir a corrente de carga são
usados TCs de bucha. Essa grandeza é uma importante variável inicial para o
cálculo da temperatura dos pontos quentes de acordo com a IEC 60354 e,
nesse caso, indica o envelhecimento da parte ativa. Isto permite não só a
avaliação da capacidade de sobrecarga temporária do transformador, mas
também o consumo durante a vida útil do equipamento [Altwegg,2003].

A tensão aplicada ao transformador é captada no tap de medição de bucha
capacitiva, por meio de um sensor de tensão. Desta forma, a mudança da
capacitância da bucha, que é o início da deterioração desta, pode ser
detectada.

A ocorrência de faltas, tais como superaquecimento, arco ou descargas
parciais, pode causar interrupções no fornecimento de energia, resultando
altos custos. Estas faltas são desencadeadas por esforços elétricos, térmicos
e mecânicos aos quais os transformadores são submetidos durante o
funcionamento. Durante a ocorrência dessas faltas, processos de

49


decomposição química do material isolante são desencadeados, resultando
na geração de gases. O tipo, a quantidade e a proporção desses gases
dependem do material degradado, do fenômeno responsável pela
degradação e dos níveis de energia envolvidos na ação. Desta forma é
possível caracterizar a falta e a sua severidade através da análise da
composição dos gases que se encontram dissolvidos no óleo isolante, bem
como acompanhar tendências das faltas incipientes podendo-se, assim,
programar ações de manutenção de forma a impedir desgaste excessivo do
equipamento evitando a perda inesperada do transformador. Diversos
critérios para o diagnóstico de faltas em transformadores a partir da análise
dos gases dissolvidos no óleo têm sido desenvolvidos e vêm sendo
largamente utilizados [Hell,2002].

A figura 4.3 apresenta um detalhe da instalação de um sensor para avaliação
do gás dissolvido no óleo instalado no autotransformador de 345/138-13,8 kV,
150MVA da subestação de Várzea da Palma1 da CEMIG.

Figura 4.3 – Hydran – Sensor de Gás Dissolvido no Óleo.
Fonte: [CEMIG,2006].

50


Outro monitoramento importante trata-se dos registros da posição do
comutador de tap e da corrente de operação. Esses ajudam a determinar o
número de manobras do comutador de tap e a corrente que foi manobrada, o
que fornece a indicação a respeito da queima dos contatos da chave
inversora. Se o valor limite ajustado, de acordo com as instruções de
manutenção, for ultrapassado, é gerada uma mensagem. A diferença entre a
temperatura de óleo do Load Tap Changing - LTC e do tanque principal pode
indicar a severidade do contato do LTC. Calor no compartimento do LTC
pode ser causado por condições anormais como arco nos contatos, perda do
alinhamento dos contatos, terminações frouxas, corrente de rotor travado dos
motores do comutador de tap e sobrecarga do contato [Altwegg,2003].

A figura 4.4 apresenta componentes de um sistema de monitoramento de
transformador de potência instalado no autotransformador de 345/138-13,8
kV, 150MVA da subestação de Várzea da Palma1 da CEMIG.

Figura 4.4 – Caixas do Monitoramento Fixadas no Transformador.

51


4.5 - Sistema de Monitoramento e Diagnóstico de Faltas em Disjuntores.

Disjuntor é um dispositivo eletromecânico de manobra, são os principais
equipamentos de segurança bem como os mais eficientes e complexos
aparelhos de manobra em uso no SEE. Estes equipamentos possuem uma
capacidade de fechamento e de ruptura que deve ou pode atuar em circuitos
energizados ou não.

Quando o disjuntor está fechado ou ligado ele deve suportar a corrente
nominal da linha sem que haja aquecimento superior aos limites de operação
do mesmo. Quando o disjuntor está aberto ou desligado a distância de
isolamento entre os contatos deve suportar a tensão de operação, assim
como sobretensões internas causadas por manobras ou descargas
atmosféricas.

As principais funções monitoradas nos disjuntores, segundo [Altwegg,2003],
são:
• Gás isolante (SF6 ou mistura dos gases): densidade, taxa de vazamento.
• Operação: monitoramento de partes mecânicas (tempo de operação,
curva do curso, velocidade, e algumas vezes, corrente nas bobinas de
abertura e fechamento).
• Energia: monitoramento da reserva de energia do disjuntor (tempo de
recarga da mola, corrente no motor, ou posição da mola ao final da
operação de recarga, pressão hidráulica e tempo de reenchimento da
bomba, eficiência da bomba etc.).
• Contatos Primários: desgaste elétrico, tempo de arco, corrente
interrompida.
• Circuitos de Controle e Auxiliares: continuidade da bobina, tensão de
alimentação, temperaturas e supervisão da corrente do sistema de
aquecimento.

52


A figura 4.5 mostra um Dispositivo Eletrônico Inteligente - IED em um
sistema de monitoramento de um disjuntor de 500 kV da subestação de
Neves da CEMIG.

Figura 4.5 – Instalação de IED no Painel de Comando do Disjuntor.

4.6 - Considerações Finais.

A automação do processo de manutenção é relativamente nova em
comparação à automação da operação. Observa-se, ainda, que, apesar de
existirem alguns sistemas de monitoramento e diagnóstico já desenvolvidos,
eles estão estanques sem o nível de integração necessário, tanto em nível
das funções específicas de manutenção quanto com as funções da operação.
Desta forma, é de extrema importância no projeto de automação considerar
um modelo integrado funcionalmente, evitando redundâncias na aquisição de
dados e aumento de custos desnecessários. Por outro, lado deve-se buscar
um aumento das sinergias entre os resultados gerados pelas funções
automáticas de operação e manutenção, implicando ganhos significativos no
processo de tomada de decisão. Nesta direção vem esta dissertação,
apresentando uma proposta que integre funcionalmente as funções de
engenharia das áreas de manutenção e operação.

53

Capítulo 5 – Técnicas e Métodos Aplicáveis na Automação de Sistemas Elétricos

5
TÉCNICAS E MÉTODOS
APLICÁVEIS NA AUTOMAÇÃO DE
SISTEMAS ELÉTRICOS


Este capítulo se dedica a abordar o uso de técnicas e métodos aplicáveis ao
desenvolvimento de funções de engenharia vinculadas ao processo de
automação da operação e manutenção do sistema elétrico. A idéia é
relembrar alguns conceitos básicos de sistemas inteligentes e métodos
utilizados para detecção e diagnóstico de faltas.

O texto é dividido em duas partes. A primeira trata do uso de sistemas
inteligentes que, apesar de já serem conhecidos há algum tempo, estão
sendo efetivamente utilizados apenas mais recentemente na automação de
sistemas elétricos. A segunda parte aborda uma proposta para a integração
de métodos de detecção e diagnóstico de faltas.

5.2 - Uso de Sistemas Inteligentes na Automação de Sistemas Elétricos.

Os Sistemas Inteligentes têm sido bastante utilizados no desenvolvimento de
aplicações para automação dos processos de operação e manutenção do
sistema elétrico. As técnicas de Inteligência Artificial (IA) mostram-se
adequadas para a representação e solução dos problemas de operação e
manutenção de sistemas elétricos, possibilitando a substituição da decisão da

54


ação humana por ações automatizadas, com o mesmo nível de eficácia,
otimizando os processos operativos e de manutenção [Azevedo,2001].

IA é um ramo da ciência da computação dedicado ao estudo de técnicas que
possibilitam a representação em máquinas de algum aspecto da cognição
humana. Segundo essa linha [Rich,1988] propõe que IA é o “estudo de como
fazer com que a máquina possa realizar tarefas que hoje o homem faz
melhor”. A IA pesquisa a criação de sistemas inteligentes, possuindo duas
abordagens: uma científica voltada ao estudo da psicologia cognitiva, para
compreender os processos envolvidos na inteligência e outra tecnológica,
que lida com a representação destes processos através da máquina.

Dentre as tecnologias aplicáveis ao desenvolvimento de Sistemas
Inteligentes pode-se citar: sistemas especialista, lógica fuzzy, redes neurais
e algoritmos genéticos. Essas tecnologias são abordadas de forma sucinta
nos próximos itens.

5.2.1 - Sistemas Especialistas.

A literatura técnica pertinente apresenta inúmeras referências específicas
sobre Sistemas Especialistas (SE). Dentre elas podem ser citados os livros
Inteligência Artificial de autoria de Elaine Rich e Intelligent Knowledge Based
Systems in Electric Power Engineering de autoria de J.R.McDonald. Neste
Texto o tema é tratado sob a perspectiva de sua aplicação aos SEE.

Os sistemas especialistas diferem substancialmente de programas
convencionais, porque suas tarefas não têm soluções algorítmicas e,
freqüentemente, devem tirar conclusões baseadas em informações
incompletas ou incertas. Isso sugere que, além de uma estrutura adequada
para manipular conhecimento, em alguns casos o sistema especialista deve
possuir mecanismos para manipular probabilidades e fatores de incerteza.

55


Os SE estão ligados à engenharia do conhecimento, ou seja, à atividade de
transferência de conhecimento de um especialista para a função aplicativa.
Heurísticas (regras de decisão) são utilizadas para a resolução de problemas
e necessitam de profissionais especializados para a aquisição do
conhecimento necessário.

Existem, portanto, três profissionais envolvidos com um sistema especialista:

(i) - o especialista cujo conhecimento corresponde a estratégias,
procedimentos e regras para a solução de problemas;

(ii) - o engenheiro de conhecimento que possui conhecimentos de informática
e inteligência artificial e é capaz de construir todo o sistema especialista;

(iii) - o usuário que utiliza o sistema construído.

Os sistemas especialistas apresentam inúmeras vantagens que tornam
atrativo o seu desenvolvimento: o conhecimento torna-se permanente, isto é,
não se perde quando não se puder contar com os serviços do especialista.
São de fácil documentação e transferência e seu custo final é baixo, pois
podem ser duplicados e utilizados por vários usuários ao mesmo tempo. Além
disso, apresentam alta performance, uma vez que o processo de resolução
de um problema é feito manipulando-se conhecimento em uma velocidade
muito maior que a do ser humano. Uma outra vantagem é que podem
manipular grande quantidade de informações. A principal desvantagem dos
sistemas especialistas é sua incapacidade de generalização. Ou seja, estes
sistemas só respondem a eventos previstos em sua base de conhecimento.

A arquitetura de um SE é ilustrada na figura 5.1, a qual mostra seus principais
módulos: base de conhecimento, memória de trabalho, máquina de inferência
e interface com o usuário.

56


Figura 5.1 – Arquitetura de um Sistema Especialista.

O desenvolvimento dos SE é feita com a utilização de linguagens próprias
para escrever seus programas. As mais empregadas são as linguagens LISP
(List Processor) e Prolog (PROgramming in LOGic). Outra opção é o uso dos
chamados Sistemas de Engenharia de Conhecimento, que são softwares que
possibilitam que determinada pessoa construa em SE mesmo sem conhecer
suas técnicas de representação, sendo mais indicadas para testes iniciais ou
desenvolvimento de protótipos. Dentre as linguagens convencionais, a
linguagem C possui a flexibilidade para representação do conhecimento,
sendo as demais (Fortran, Pascal etc.) não recomendadas para este fim
[Christie,1997].

Os SE foram os primeiros protótipos de sistemas inteligentes na área de IA a
serem utilizados na automação dos processos de operação e manutenção
de sistemas elétricos. Os conhecimentos dos especialistas foram adquiridos
ao longo de diversos anos de trabalho, onde eles se depararam com
inúmeras situações que deveriam ser avaliadas e solucionadas, podendo
resultar na adoção de ações de controle sobre o sistema elétrico. Os acertos
e erros destes operadores e mantenedores são internalizados como
experiência vivencial. Por exemplo, um mantenedor só de ouvir o ruído de um
equipamento, já é capaz de identificar a falha. Desta forma, sistemas

57


especialistas são programas que executam tarefas que poderiam ser feitas
apenas por especialistas que tivessem acumulado o conhecimento
necessário para a resolução do problema.

As principais áreas onde já existem desenvolvimentos de sistemas
especialistas são [Christie,1997]:

• Diagnóstico: Procura da causa de mau funcionamento de determinado
equipamento ou sistema;
• Prescrição: Ações ou recomendações para se corrigir determinado
problema;
• Análise: Monitoramento das leituras e informações do sistema com o
objetivo de acompanhar seu funcionamento e definir seu estado;
• Previsão: Estabelecimento de conseqüências de determinada ação
individual ou em grupo;
• Seleção: Criação de rol de possibilidades de soluções ou cenários para
escolha de um ou outro grupo de ações;
• Configuração: Configuração ou reconfiguração de objetos segundo
determinados critérios;
• Planejamento: Desenvolvimento de seqüência de ações para atingir
determinado objetivo dentro de um tempo desejado;
• Controle: Combinação de diversas áreas incluindo análise e prescrição.
• Instrução: Treinamento de operadores através de instrução assistida por
computador.

Podem ser citadas algumas aplicações práticas de SE na automação de
sistemas elétricos no Brasil. O Centro de Pesquisa em Engenharia Elétrica
(CEPEL), por exemplo, desenvolveu um ambiente para uso genérico de
sistemas especialistas para aplicação em tempo real, integrado à plataforma
de Supervisão e Controle, SAGE.

58


O Sistema de Apoio à Recomposição, combina conhecimentos provenientes
de estudos prévios, fora do ambiente de tempo real, visando determinar os
melhores procedimentos de recomposição. Esses estudos são colocados nas
Instruções de Operação que detalham um grande número de condições que
devem ser examinadas pelo operador antes do processo de tomada de
decisão.

A arquitetura do sistema especialista, com sua integração com o Sistema
SAGE desenvolvido pelo CEPEL, denominado RECOMP, para apoio à
recomposição de sistemas elétricos é mostrada na figura 5.2.

Figura 5.2 – Integração do RECOMP no SAGE.
Fonte: [Azevedo,2001].

Outro exemplo de aplicação, com efetiva implementação, trata-se do Sistema
de Apoio ao Restabelecimento – SARESTA desenvolvido pela CEMIG em
parceria com a UFMG/LRC [Vale,1999]. O SARESTA é uma ferramenta
computacional integrada ao Sistema de Supervisão e Controle da CEMIG,
que orienta ao operador do COS quanto à melhor ação de controle a ser

59


adotada durante o processo de restabelecimento. Trata-se de um sistema
especialista baseado em regras geradas a partir de instruções de operação.

Uma vez ativado, o SARESTA identifica as condições do SEE e indica a
seqüência de ações a serem executadas.

O despachante acompanha o processo de restabelecimento através do
Painel Mímico Dinâmico, presente na sala do COS, e da Tela Painel Mímico,
disponível no SSCD. Para todas as interações do despachante com o
SARESTA, são enviados eventos para a Tela de Eventos, bem como para o
Banco de Dados Histórico. Através da seqüência de eventos, é possível
acompanhar em tempo real os passos seguidos e analisar, posteriormente,
todo o processo de restabelecimento. Indubitavelmente, trata-se de uma
aplicação de destaque pela plena integração alcançada na integração no
SSCD da CEMIG.

A referência [Ferreira,1994c]6 apresenta o desenvolvimento de um Sistema
Especialista para Tratamento de Alarmes em Centros de Controle. A
linguagem utilizada para o desenvolvimento do software, denominado SETA,
foi a Programação em lógica – PROLOG, que possibilitou a criação de um
sistema bastante flexível, com interfaces amigáveis, utilização e manutenção
simples. Foram analisadas situações envolvendo mudanças na topologia e
grandezas elétricas do SEE.

Ocorrências reais no sistema elétrico da CEMIG que caracterizam um regime
operativo de emergência foram reproduzidas. As simulações mostraram uma
redução significativa do volume de alarmes apresentados ao operador em
relação ao sistema convencional existente na empresa. Os resultados obtidos

6

60


confirmam a adequação das técnicas de Inteligência Artificial para
processamento de alarmes em centros de controle.

5.2.2 - Lógica Fuzzy.

A referência adotada para estudo da lógica nebulosa foi o livro Electric Power
Applications of Fuzzy Systems de autoria de Mohamed E.El Haway, que
aborda diversas aplicações da lógica fuzzy em sistemas elétricos, com um
foco principal em estabilidade de sistemas.

A lógica fuzzy (lógica nebulosa) é a lógica baseada em raciocínio aproximado
ao invés de raciocínio exato. Ela é estruturada na teoria de conjuntos
nebulosos (fuzzy sets).

A idéia da lógica nebulosa foi introduzida pela primeira vez pelo prof. Lofti
Zadeh, da Universidade da Califórnia, em 1965 com seu trabalho “fuzzy-sets”.
Nesta lógica, o raciocínio exato corresponde a um limite do raciocínio
aproximado, sendo interpretada como um processo de composição de
relações nebulosas. Zadeh baseou-se na teoria das decisões dos
operadores, as quais são imprecisas e não numéricas.

Na lógica nebulosa, o valor verdade de uma proposição pode ser um conjunto
nebuloso de qualquer conjunto parcialmente ordenado, ao contrário dos
sistemas lógicos binários, onde o valor verdade só pode assumir os valores
(1) verdadeiro ou (0) falso. As variáveis são expressas, lingüisticamente. O
conceito da variável lingüística foi introduzido por Zadeh em 1973. No seu
trabalho ele estabeleceu que as variáveis lingüísticas são palavras e não
números. Assim por exemplo, a variável lingüística “tamanho” pode assumir
os valores “pequeno”, “grande” ou “não muito grande”.

Atualmente, a lógica fuzzy tem se mostrado como uma poderosa ferramenta
e tem sido empregada na solução de inúmeros problemas dos sistemas de

61


potência. A aplicação de técnicas de lógica fuzzy é justificada em função da
complexidade do problema, da inexistência de um modelo matemático que o
represente e da dificuldade de se incorporar conhecimentos dos especialistas
para a operação do controlador. Os controladores que utilizam lógica fuzzy
são robustos e possuem baixos requisitos computacionais. Eles podem ser
desenvolvidos e implementados em microcontroladores, reduzindo os custos
de implantação.

Em termos de aplicações em SEP [Christie,1997], os conjuntos e a lógica
fuzzy se adequam às áreas onde as informações disponíveis apresentam
certo nível de incerteza, como, por exemplo, em problemas que envolvem
raciocínio lógico aplicado a entradas e saídas numéricas para simbólicas e
vice-versa para as saídas. As áreas de aplicação em SEE englobam controle
em tempo real, operação e planejamento. Muitas dessas aplicações
apresentam a teoria Fuzzy aplicada juntamente com sistemas especialistas e
redes neurais [Ramesh,1997], [Chown,1997], [Hirama,1995].

Como exemplos de aplicação que utilizam a lógica fuzzy destacam-se o
Controle de Tensão e o Controle Automático de Geração. A referência
[Ekel,1999] aborda o controle de tensão e potência reativa utilizando lógica
fuzzy combinada com métodos tradicionais. As referências [Malik,1996] e
[Shui,1995] apresentam também a aplicação da lógica fuzzy no controle de
estabilidade em Sistemas Elétricos de Energia.

5.2.3 - Redes Neurais (RN).

Define-se uma rede neural artificial como uma estrutura de processamento de
informação não algorítimica, na forma de um grafo direcionado onde cada nó,
denominado neurônio, possui várias entradas e uma única saída, a qual pode
ser transmitida por diferentes canais de comunicação com outros neurônios.
Para que a rede desenvolva capacidade de processamento, uma sessão de
treinamento se faz necessária (daí a denominação de não algoritímica). Esta

62


consiste em estimar os pesos das conexões entre os neurônios de acordo
com uma regra pré-definida, denominada algoritmo de treinamento. O
processamento em cada nó depende exclusivamente de suas entradas e de
valores acumulados em uma pequena memória localizada no próprio nó.

As redes neurais aparecem como uma alternativa de solução de problemas
de difícil solução por meio de sistemas especialistas ou métodos analíticos.
Estes problemas normalmente apresentam as seguintes características:

• Modelagem complexa.
• Natureza combinatória.
• Inexistência de algoritmos numéricos que satisfaça o requisito de tempo
real.
• Grande quantidade de dados para serem tratados em tempo real.

Várias arquiteturas de redes neurais têm sido definidas, dentre as quais
podem ser citados os perceptrons, as redes de Hopfiled, a Functional, os
mapas auto organizáveis de Kohonen e as arquiteturas ART. Destas, as mais
utilizadas nos problemas relativos aos SEE são os perceptrons de múltiplas
camadas e os mapas auto organizáveis de Kohonen [Torres,1994]. A
referência [Haykin,1990] é indicada aos que se interessam em um maior
aprofundamento.

As primeiras aplicações de redes neurais em SEE datam do início da década
de 70 [Torres,1994], quando foi utilizada para solução de problemas relativos
à análise de estabilidade. Devido ao fato do resultado obtido ter sido
insatisfatório, esta área de pesquisa ficou legada ao esquecimento por um
bom tempo, ressurgindo apenas no final dos anos 80. Com o surgimento de
hardware para RN, destinado à realização de tarefas complexas, nos anos 90
houve um grande impulso na pesquisa de aplicações de RN em SEE
abordando funções de automação dos processos de operação e manutenção.

63


As seguintes áreas têm utilizado redes neurais para a solução de seus
problemas:

• Previsão de carga: Modelos neurais podem captar interações não lineares
complexas entre variáveis, o que melhora a robustez das previsões.
• Análise de Segurança: As redes neurais proporcionam soluções em
tempo real.
• Estimação de Estado: As redes neurais permitem a filtragem correta das
medidas obtidas pelo SCADA durante problemas de comunicação, além
de possibilitar a estimação de valores de pseudomedidas nas áreas não
observáveis do sistema.
• Diagnóstico de falhas de equipamentos (transformadores, disjuntores
etc.).

Outras áreas em sistemas elétricos de potência também apresentam
utilização de RN´s, tais como processamento de alarmes, diagnóstico de
faltas, controle de tensão, controle automático de geração - CAG. Algumas
publicações relacionadas a aplicações encontradas durante a pesquisa
bibliográfica estão citadas nas referências [Leférve,1996], [Souza,1996].

Na área de previsão de carga encontram-se diversas aplicações utilizando
RNA [Kermanshahi 1993], [Piras,1996] e [Gerber,1997].

Uma aplicação de redes neurais em automação da manutenção de sistemas
elétricos pode ser vista em [Hell,2002], que trata do desenvolvimento de um
sistema de diagnóstico de falhas incipientes em transformadores, através da
análise de gases que se encontram dissolvidos em óleo. O autor utiliza a
implementação de diversos tipos de arquitetura de redes neurais tais como:
Perceptron de múltiplas camadas treinada por algoritmo de backpropagation,
função de base radial e Kohonen. A rede que apresentou resultados mais
promissores foi a de Kohonen, ilustrada na figura 5.3.

64


Figura 5.5 – Arquitetura da Rede de Kohonen Utilizada.
Fonte:[Hell,2002]

Figura 5.3 – Arquitetura da Rede de Kohonen Utilizada.
Fonte: [Hell,2002]

Pode-se visualizar que as entradas, que contêm as informações das
concentrações dos gases, são fuzificadas e aplicadas ao primeiro nível da
rede neural. Desta forma, o processo de identificação do tipo de falta
referente às amostras de análises cromatográficas do óleo isolante é iniciado
com o cálculo da menor distância entre os padrões de entrada fuzificados X =
[µL(R1), µM(R1), µH(R1), µL(R2), µM(R2), µH(R2), µL(R3),µM(R3), µH(R3)] e
os vetores de peso associados a cada um dos 9 neurônios que compõe a
saída da rede neural. Assim, o neurônio relativo ao vetor de pesos mais
próximo do vetor de entrada X é considerado como vencedor e o tipo de falta
referente à amostra X será aquele associado ao neurônio vencedor.

5.2.3 - Algoritmos Genéticos (RN).

São métodos de pesquisa baseados nos princípios da genética e da evolução
natural das espécies. John Holland de Michigan, em suas explorações de

65


processos adaptativos de sistemas naturais e suas possíveis aplicabilidades
em projetos de software de sistemas artificiais, ao final da década de 70,
conseguiu incorporar características da evolução natural a um algoritmo.

Um algoritmo genético é um processo interativo que trabalha com um
conjunto de soluções possíveis de um determinado problema, denominadas
soluções candidatas. Tais soluções são representadas como estrutura de
dados codificada de forma semelhante a um cromossomo. Através de um
processo de seleção, algumas destas soluções são escolhidas para serem
usadas na criação de um novo conjunto de soluções candidatas. O processo
de seleção, semelhante a uma seleção natural, é feito avaliando-se a
capacidade de cada solução em resolver; o problema em questão. A criação
de um novo conjunto de soluções ocorrerá através do processo de
reprodução. Tais processos ocorrem através do uso de operadores de
recombinação genética idealizados, os quais assemelham aos processos
naturais de cromossomos [Mazzuco,1999].

Estudos recentes vêm demonstrando que os algoritmos genéticos constituem
uma poderosa ferramenta para a solução de problemas de otimização.
Dentre as aplicações pode-se citar o controle do fluxo de potência ativa
através do controlador unificado de fluxo de potência através da otimização
[Lai,1996] e controle de tensão e potência reativa [Pinheiro,1998].

Outra área de aplicação é no Processamento de Alarmes na supervisão e
controle de SEE. A referência [Neis,2005] aborda um estudo de viabilidade
da aplicação. Duas versões de algoritmo genético foram desenvolvidas com
única e múltipla população. Os autores consideram os resultados obtidos
animadores, o que possibilita uma aplicação real do algoritmo, incorporando
melhorias, de forma a permitir seu uso associado ao SSC.

66


5.3 - Integração de Métodos de Detecção e Diagnóstico de Faltas em
Equipamentos.

No controle automático dos processos de engenharia, as funções de
supervisão servem para indicar estados não permitidos ou indesejáveis para
o processo, bem como, permitir a execução de um conjunto de ações para
manter o sistema operando na condição segura, de forma a evitar acidentes
ou danificações em componentes do sistema.

As seguintes funções são consideradas necessárias para garantir a
integridade e a confiabilidade do sistema:

• Monitoramento: As medidas efetuadas no processo são avaliadas
relativamente aos seus limites, considerando-se tolerâncias especificadas.
No caso de violação, alarmes são gerados para notificar o operador.

• Proteções Automáticas: São dispositivos que identificam condições de
risco para o processo com disparo automático de ações para proteger os
componentes do sistema.

• Supervisão com Diagnóstico de Faltas: Com base nas medidas
efetuadas no processo são implementados métodos de detecção e
diagnóstico de faltas. Esses métodos sugerem ações que devem ser
tomadas no processo.

As funções clássicas de monitoramento e proteção automáticas estão
disponíveis em toda supervisão de processos. Para ajustar os valores das
tolerâncias, compromissos devem ser assumidos entre os métodos de
detecção de situações anormais e os alarmes desnecessários em
decorrência de flutuações das grandezas supervisionadas. Freqüentemente,
utilizam-se os valores limites para simples verificação, sendo que esse
procedimento funciona muito bem se o processo opera próximo do regime
permanente. Contudo, a situação torna-se mais complicada se o ponto de

67


operação do processo muda rapidamente. Em um sistema de malha fechada,
mudanças no processo são cobertas em alguma extensão por controladores
de malha fechada, sendo que é difícil a detecção de tais mudanças através
das medições dos sinais de saída quando os valores medidos estão próximos
dos limites normais.

As grandes vantagens destas funções estão associadas à simplicidade e à
confiabilidade dos resultados. Contudo, elas estão apenas habilitadas a reagir
após uma grande mudança de alguma característica do processo, isto é,
após uma grande falta repentina ou falta sustentada com aumento gradual da
falta. Além disto, não é possível executar diagnósticos mais elaborados com
os referidas funções.

Desta forma, as funções avançadas para diagnóstico de faltas necessitam
dos seguintes requisitos:

• Detecção de pequenas faltas antes da ocorrência de faltas ou acidentes
abruptos no processo. (Ação Preventiva).
• Diagnóstico da operação dos atuadores, sensores ou faltas em
componentes do processo.
• Detecção de faltas em sistemas de controle de malha fechada.
• Supervisão do processo sob variações transitórias.

O objetivo do uso da função de supervisão com diagnóstico de faltas, com
prévia detecção de faltas, consiste em se ter tempo suficiente para programar
a execução das ações de controle tais como mudanças no ponto operativo,
reconfiguração, manutenção ou reparo. Faltas podem ser identificadas
previamente pela obtenção de mais informações, por exemplo, pelo uso de
métodos analíticos relacionando grandezas e modelo do processo
considerado.

68


Para um diagnóstico de faltas eficiente devem-se utilizar todos os
conhecimentos relativos às causas e efeitos. Durante os últimos 20 anos
foram feitos muitos desenvolvimentos nesta área [Isermann,1985].

A figura 5.4 mostra uma visão geral de um sistema proposto para detecção e
diagnóstico de faltas. As principais tarefas podem ser subdivididas na
detecção de faltas por métodos analíticos e na geração de sintomas e
diagnóstico de faltas

Faltas
Modelagem Valores medidos Processo Variáveis
observáveis
A
Analítica
N
Processamento
Estimação Observador
A de Dados
L
Filtragem
Í Extração
T Detecção de Histórico
Características
I Mudanças
C Detecção Tratamento
O Características Mudança Estatístico
Normais
Sintomas analíticos Sintomas heurísticos
H
E Avaliação Representação
U Modelo Estatística Sintomas
R Heurístico
Í
S Causas Sintomas unificados
T Sintomas Forward Backward Decisão
I
C
Ponderação Chaining Chaining
O Efeitos
. Diagnóstico de Falta

Figura 5.4 – Visão Geral de Sistema de Detecção e Diagnóstico de Faltas.
Fonte: [Isermann,1985].

A – Geração de Sintomas Analíticos.

O conhecimento analítico do processo é usado para produzir informações
analíticas quantificáveis. Para obter esses valores utilizam-se medidas das
variáveis do processo, com posterior tratamento dos dados, visando gerar os
valores característicos para: verificação dos limites dos sinais medidos que
excedem os limites de tolerância estabelecidos; análise dos sinais medidos
por meio de sua modelagem (funções de correlação, espectro de freqüências,
autoregressão - ARMA), podendo citar, como valores característicos, as

69


seguintes grandezas: variâncias, amplitudes, freqüências e parâmetros do
modelo; análise do processo pelo uso de modelos matemáticos (estimação
de parâmetros, estimação de estado e equações de paridade), podendo citar
como valores característicos: parâmetros, variáveis de estado e resíduos.

B – Geração de Sintomas Heurísticos.

Os sintomas heurísticos podem ser gerados pelo uso das informações
qualitativas fornecidas pelos operadores e mantenedores da planta, tais
como: (i) observação e inspeção; (ii) valores heurísticos na forma de ruídos
especiais, cores, cheiros e vibração associados a componentes do processo;
(iii) valores históricos do processo (índices de falhas, tempo de vida,
disponibilidade dos componentes do processo); (iv) valores estatísticos:
(Mean Time Between Failure – MTBF e probabilidade de ocorrência de
faltas).
Os sintomas heurísticos são representados como variáveis lingüísticas
(pequeno, médio, grande) ou por números vagos (em torno de um certo
valor).

C – Diagnóstico de Faltas.

A tarefa do diagnóstico de faltas consiste em determinar o tipo, a intensidade
e a localização das faltas, bem como, o tempo de detecção, baseado na
observação dos sintomas analíticos e heurísticos.

Adicionalmente, utiliza-se o conhecimento heurístico na forma de modelagem
de processos heurísticos (modelos qualitativos), as correlações faltas e
sintomas e a ponderação de efeitos de diferentes estratégias de diagnóstico.

5.4 – Considerações Finais.

O uso de inteligência computacional representa uma importante técnica a ser
aplicada no desenvolvimento de aplicações voltadas para automação dos

70


processos de operação e manutenção. Apesar de já serem conhecidas há
algum tempo, verifica-se que o número de aplicações realmente implantadas
nos sistemas de supervisão e monitoramento ainda é relativamente baixo.
Esta tecnologia deverá ser melhor explorada, pois certamente agregará
informações importantes para o processo de tomada de decisão tanto dos
operadores quanto dos mantenedores do sistema elétrico.

Outro aspecto de relevância apresentado neste capítulo trata-se da
arquitetura, apresentada na figura 5.6, que utiliza uma solução combinada de
análise analítica e heurística.

71

Capítulo 6 – Tendências Tecnológicas

6
TENDÊNCIAS TECNOLÓGICAS


Este capítulo apresenta uma análise das tecnologias aplicáveis à automação
do sistema elétrico com focos na Norma 61850 e na Medição Fasorial
Sincronizada. Além dos itens mencionados, são apresentados, também,
outros vetores tecnológicos nas áreas de telecomunicações, tratamento da
informação, monitoramento de imagens, equipamentos de aquisição de
dados e interface direta com o processo.

6.2 - Norma 61850.

Abordar as principais características da norma 61850 e os possíveis impactos
do seu uso na automação da subestação é o principal objetivo deste item.

6.2.1- Aspectos Gerais.

Os sistemas de automação de subestações têm evoluído bastante ao longo
dos anos. A evolução da digitalização das subestações teve seu início com a
substituição de relés eletromecânicos e estáticos por relés microprocessados.
Rapidamente estes relés evoluíram para os Dispositivos Eletrônicos
Inteligentes (IED – Intelligent Electronic Devices). A tecnologia trouxe vários
benefícios, tais como a possibilidade de integração de funções de proteção e
controle, custos mais baixos, flexibilidade. Entretanto, uma desvantagem se

72


apresentou: a dificuldade em se integrarem equipamentos microprocessados
de diferentes fabricantes.
Atualmente, os sistemas de automação de subestações consistem em
equipamentos de diferentes fabricantes e diferentes gerações. A integração
desses equipamentos tem sido uma das principais dificuldades para a
automação de subestações de energia, às vezes até impedindo sua
modernização, por exigir vultosos investimentos. Para possibilitar a
comunicação entre dois equipamentos, normalmente utiliza-se um conjunto
de regras que define o tipo das mensagens e a ordem em que devem ser
trocadas. Esse conjunto de regras é conhecido como um protocolo. Quando a
comunicação exige um grande número de protocolos, estes são agrupados
em funcionalidades, formando uma camada, e o conjunto de camadas forma
uma pilha de protocolos. O objetivo principal de um protocolo (ou uma pilha
de protocolos) é fazer com que sistemas (ou equipamentos), mesmo que
tenham arquiteturas internas distintas, consigam trocar informações de modo
correto. Cada fabricante define um protocolo especifico para os seus
equipamentos e isto pode impedir a integração com aqueles de outros
fabricantes.

A integração pode ser feita com o uso de conversores de protocolos
(gateway) que, além de terem altos custos, geram atrasos inerentes à
comunicação. Para sistemas em tempo real, como é o caso da proteção de
uma subestação, esses atrasos podem gerar atuações indevidas, provocando
distúrbios no fornecimento de energia elétrica. O trabalho despendido no
desenvolvimento de conversores de protocolos, e os resultados duvidosos e
onerosos que isso pode trazer à empresa são fatores que dificultam ainda
mais o avanço tecnológico do setor.

Para tentar garantir a interoperabilidade entre IEDs, organismos
internacionais empenharam-se no desenvolvimento de uma nova tecnologia
baseada em objetos, onde o principal objetivo é, justamente, proporcionar

73


recursos de processamento distribuído entre equipamentos
microprocessados de diferentes fabricantes.

No inicio da década de 90, começou a ser desenvolvido nos Estados Unidos,
no EPRI (Electric Power Research Insitute), o projeto UCA (Utility
Communications Architecture), visando desenvolver uma estrutura de
comunicação em tempo real comum a todos os fabricantes de IED. Nos
meados da década de 90, três grupos de trabalho IEC (International
Electrotechnical Comission), estavam focados no desenvolvimento de um
padrão de comunicação de sistemas em subestações. Reconhecendo que
estavam tentando atingir o mesmo objetivo, EPRI e IEC decidiram unir
esforços para obter um padrão que seja internacionalmente aceito. Foi criada,
então, a norma IEC 61850, que propôs a implementação de um novo padrão
pela indústria mundial, definindo modelos de dados, serviços e funções
desenvolvidas para serem independentes do protocolo.

A IEC 61850 é um processo mnemônico de denominação de cada
informação, desde os equipamentos do sistema elétrico até o nível que se
desejar na hierarquia operativa. A partir daí, o usuário não tem a necessidade
de conhecer cada elemento do processo, e o sistema digital saberá
responder a informação solicitada.

O que se espera é que, com a adoção da IEC 61850, a indústria de energia
elétrica tenha maior habilidade para o desenvolvimento de aplicações
integradas de negócios, englobando diferentes áreas funcionais. Além de
uma utililização simplificada de redes de comunicação totalmente integradas,
prevê-se maior diversidade de hardware e software compatíveis, de diversos
fornecedores, e a redução dos custos operacionais.

6.2.2 - Principais Características.

A - Constituição

74


A norma IEC-61850 define o modelo de dados e todas as características do
protocolo. Ela tem como premissas básicas, conforme já tratado, a
interoperabilidade, para permitir a troca de informações entre equipamentos
de fabricantes distintos, a possibilidade de configurações de funções com as
necessidades dos usuários, a flexibilidade entre as variedades de
equipamentos e configurações da rede, que não se tornem obsoletas no
futuro, possibilitando a utilização dos progressos tecnológicos, e que seja de
fácil configuração e manutenção, possibilitando a sua utilização em larga
escala.

A norma está dividida em 10 partes, conforme representado na Figura 6.1,
sendo que cada uma das partes consiste em um documento que define as
características que uma determinada implementação deve ter para estar em
conformidade com a norma.

Figura 6.1 – Partes da Norma IEC-61850.
Fonte: [Gurjão,2006]

75


B – Modelo de Dados

A norma IEC 61850 define e padroniza o modelo de dados que representam
os atributos e funções dos dispositivos físicos de uma subestação ou usina
do sistema elétrico. O modelo de dados é orientado a objetos e os dados são
trocados entre os dispositivos através de funções e subfunções. O IED é
formado por um hardware e por um conjunto de funções residentes que
caracterizam o seu comportamento. Sendo assim, a função desempenhada
por cada IED é definida pelo seu fabricante e não pela norma IEC 61850, a
qual visa apenas a interoperabilidade entre os IEDs de fabricantes diferentes,
que é a possibilidade de fazê-los comunicar uns com os outros, e não a
intercambiabilidade, que é a possibilidade de substituir um IED de um
fabricante por um IED de outro.

Os dados são trocados entre funções e sub-funções residentes nos
dispositivos. A menor parte da função que troca informações é chamada de
nó lógico (LN - logical nodes). Esses nós lógicos são agrupamentos de dados
e aplicações relacionadas dentro de uma função lógica do sistema de
automação. Os nós lógicos contêm uma lista de dados baseada em sua
funcionalidade com os respectivos atributos. Os dados têm uma semântica
bem definida dentro do contexto de sistema de automatização de subestação.
O LN é um objeto que contém, de forma compacta, os dados, atributos e
todas as extensões de acordo com as regras do IEC, conforme ilustrado na
figura 6.2.

76


Figura 6.2 – Estrutura do Nó Lógico.
Fonte:[Gurjão,2006].

A norma IEC-61850 padronizou um conjunto de treze grupos de nós lógicos
que têm como finalidade agrupar funções afins do tipo proteção, controle e
automação de subestações e usinas. Em cada grupo de LN existem classes
de nós lógicos associadas.

A IEC 61850 é desenvolvida tendo como base padrões abertos, mas somente
pode ser amplamente utilizada quando os usuários começarem a fazer
especificações de equipamentos aderentes a ela. A norma define métodos,
serviços e modelos genéricos de comunicação por meio da arquitetura
Common Application Service Model - CASM, o que permite o mapeamento de
diferentes protocolos de comunicação.

A norma define modelos de objetos chamados GOMSFE, que representam
modelos de equipamentos físicos reais. Logo, não é possível aplicá-la a um
setor diferente do setor de energia. Dentro do próprio setor está se ampliando

77


o conceito com novas extensões do IEC 61850 para Power Quality,
monitoramento de equipamentos e para geração distribuída de energia
elétrica.

6.2.3 - Linguagem de Configuração.

Um ponto importante da norma IEC 61850 é a sua configuração feita através
da linguagem Substation Configuration Language (SCL). Essa linguagem é
baseada em eXtensible Markup Language (XML). XML é um conjunto de
regras para projetar formatos de texto que o permitam estruturar seus dados.

O objetivo da SCL é padronizar os atributos de configuração para permitir
configurações de IED´s com maior segurança e confiabilidade. A linguagem
de configuração descreve os seguintes modelos:

• Estrutura do sistema de potência, a qual descreve como os equipamentos
estão conectados e quais funções serão utilizadas.
• Sistema de comunicações, ou seja, como os IEDs serão conectados nas
redes e nas sub-redes e quais os pontos de acesso de comunicação.
• Como os dados serão agrupados para serem enviados e como os IEDs
disparam o envio dos dados.
• A configuração de cada dispositivo lógico e os nós lógicos com as suas
classes.
• As definições de tipo para cada instância de nó lógico.
• O relacionamento entre cada instância de nó lógico com o IED
hospedeiro.

A linguagem é composta pelos quatro arquivos de configuração abaixo:

• SSD – System Specification Description:
Descrição XML dos dados do sistema onde são especificados o diagrama e a
funcionalidade da automação da subestação associados aos nós lógicos;
• SCD – Substation Configuration Description:

78


Descrição XML de uma subestação, ou seja, a configuração completa da
subestação incluindo a rede de comunicação e informações sobre o fluxo de
dados de comunicação;
• ICD – IED Capability Description:
Descrição XML dos itens aplicados a um IED, ou seja, as capacidades e pré-
configurações dos IEDs;
• CID – Configured IED Description:
Descrição XML da configuração de um IED específico.

Na Figura 6.3 mostra a relação entre esses arquivos de configuração.

Figura 6.3 – Estrutura da Linguagem de Configuração de Subestação.
Fonte: [Paulino,2006].

Os arquivos SSD e ICD são utilizados pela ferramenta de configuração do
sistema e geram o arquivo SCD que serve de base para a ferramenta de
configuração do IED. O arquivo SCD realimenta, ainda, informações para o
ICD. Conforme [Miranda,2005] os principais benefícios do SCL são:

79


• Disponibilizar ferramentas de desenvolvimento off-line para efetuar a
configuração automática dos IEDS à partir da geração dos arquivos
necessários;
• Possibilitar que os arquivos de configuração sejam padronizados e
utilizados por vários usuários;
• Permitir que as configurações sejam feitas off-line sem a necessidade do
IED estar conectado à rede.

6.2.4 – Barramento de Processo e Modelo da Subestação IEC.

A figura 6.4 mostra o conceito básico do Barramento de Processos. Os sinais
Provenientes das fontes de tensão e corrente são conduzidas para a unidade
de interface MU (Merging Unit). Esta unidade faz a amostragem dos sinais
mediante uma taxa de amostragem pré-determinada. As unidades de
interface disponibilizam os dados para outros IEDs.

Figura 6.4 – Centro de Medição de Valores Amostrados.
Fonte: [Miranda,2005].

No nível do processo, os dados dos sensores ópticos/eletrônicos de corrente
e tensão e informações de estado são coletados e digitalizados pelas
unidades de interface (MU), conforme pode ser visualizado na figura 6.5. As

80


MUs podem ser instaladas no campo ou na casa de controle. Esses
equipamentos são conectados em rede Ethernet redundantes de 100 ou 1000
MB. Os pontos de coleta são conectados a switches com barramento interno
de 1 GB. Os switches possuem Ethernet Priority e Ethernet virtual LAN
(VLAN). A VLAN permite que o switch Ethernet envie dados para somente
determinadas portas/IEDs que foram designados para receber aqueles
dados. O sistema conta ainda com redundância de clock de forma a garantir
a sincronização de amostragem dos dados.

Figura 6.5 – Modelo IEC61850 da Subestação.
Fonte: [Miranda,2005].

6.2.5 – Considerações Finais Sobre a IEC 61850

A assimilação e a prática das adaptações exigidas pela nova norma devem
acontecer lentamente pelo setor nos próximos anos. É preciso considerar
ainda que o setor de energia é muito conservador e que as subestações

81


contam com equipamentos que apresentam um extenso ciclo de vida - em
torno de 40 anos para equipamentos primários (transformadores), 15 anos
para secundário (TP e TC) e cada vez mais reduzidos para hardware e
software.

O grande número de protocolos de comunicação em subestações ainda
representa um grande desafio para fabricantes e usuários. O custo de
engenharia envolvido na integração de diversos IEDs, com protocolos
diferentes, através do uso de gateways é elevado e, em alguns casos, esta
integração é até mesmo tecnicamente inviável.

Vários projetos realizados com o uso da norma IEC61850 indicam que esta
norma pode oferecer soluções para a questão da comunicação de dados
entre IEDs em subestações, promovendo a interoperabilidade dos sistemas
de controle e proteção, com simplificação da engenharia e redução de custos.
Atualmente, já se pode afirmar que a citada norma representa uma nova era
para as comunicações entre IEDs em subestações.

É esta a visão que tem sido apresentada nos fóruns de discussão da área,
focando exclusivamente a questão da comunicação entre IEDs e entre IEDs e
os sistemas SCADA. Porém, a norma IEC61850 não se restringe à definição
de um protocolo de comunicação. Ela aborda, também, como a arquitetura de
uma subestação pode ser no futuro. Vale lembrar que esta norma já possui a
definição de como deve ser o barramento de processo, no qual TCs e TPs de
campo se comunicarão via fibra óptica com IEDs e não mais via sinais
elétricos de 5 amperes ou 66 volts para representar a condição nominal de
funcionamento de uma linha ou equipamento.

Esta visão do futuro é abordada em [Hossenlopp,2006], que levanta questões
relativas ao uso de valores amostrados enviados do campo diretamente para
relés de proteção, possibilitando uma separação entre aquisição e funções de
proteção. Em um futuro próximo, deve-se estar preparado para entrar em

82


uma subestação que não mais tenha chaves de testes e relés com entradas
analógicas, e sim por barramentos de processo, que trazem o sinal do campo
por redes ethernet, usando fibra óptica.

O próprio conceito de relés de proteção, atualmente fazendo a proteção de
um único bay, talvez seja alterada, pois um computador industrial pode
facilmente receber os dados dos barramentos de processo, processar as
funções de proteção e, eventualmente, comandar a abertura de um disjuntor,
tudo a partir de um único IED para toda uma subestação. Uma leitura atenta
da norma IEC 61850, mostra que tudo isto é possível. A própria necessidade
de transformadores de medição para proteção e medição de energia para fins
de faturamento independentes tende a desaparecer com o uso de
transformadores ópticos mais precisos e com uma grande capacidade de
excursão de sinal. Esta tecnologia, aliás, está sendo favorecida pela redução
de custo causada pelo uso direto de um canal ethernet para a transmissão
dos valores lidos ao invés da geração de sinais elétricos de potência.

Neste ambiente, provavelmente seja factível prover um computador com um
sistema operacional e vários programas realizando as funções que hoje tem-
se em IEDs independentes como relés de proteção, medidores de
faturamento, oscilógrafos e unidades terminais remotas.

6.3- Sistema de Medição Fasorial (SMF).

6.3.1 - Aspectos Gerais.

Atualmente, a supervisão dos Sistemas Elétricos de Energia é realizada
utilizando um conjunto de grandezas telemedidas redundandes, digitais e
analógicas, que compõe o sistema Supervisory Control and Data Acquisition
- SCADA. Conforme já mencionado, em capítulos anteriores, estes dados
obtidos em intervalos regulares de tempo, são recebidos e processados

83


através do Configurador de Rede e Estimador de Estados, para que se
conheça a topologia do sistema e o perfil das tensões complexas nas barras.

Uma das limitações inerentes a este monitoramento está associada ao fato
destas medidas não serem tratadas de imediato, fazendo com que o
processo não seja capaz de fornecer o estado atual do sistema, mas sim uma
estimativa baseada nas redundâncias das medidas do estado do sistema em
um instante próximo, porém anterior ao tempo real. Tal limitação vem sendo
solucionada com a recente utilização de equipamentos denominados Phasor
Measurement Units - PMUs, que possibilitam a aquisição das medidas no
mesmo instante de tempo, a partir da fonte de sincronização fornecida por um
sinal de GPS (Global Positioning System). Desta forma, este sistema realiza
medidas de magnitude e ângulo das tensões nas barras, permitindo o
conhecimento atual do estado do sistema elétrico.

A referência [Phadke,2002] aborda aspectos conceituais e apresenta um
breve histórico da teoria dos PMUs.

6.3.2 – Constituição do SMF.

O elemento principal que constitui um sistema de medição fasorial é a
unidade de medição fasorial, chamada PMU. A estrutura deste sistema
depende de outros equipamentos, como as estações de recepção de sinal
GPS, o concentrador de dados e os links de comunicação de dados entre as
PMUs e o concentrador. A figura 6.6 ilustra uma visão geral de um sistema de
medição fasorial.

84


Figura 6.6 – Visão Geral de um Sistema de Medição Fasorial.
Fonte: [Ehrensperger,2004].

A recepção do sinal de um pulso por segundo, emitido pelo sistema GPS,
fornece às PMUs o instante exato em que deve ser feita a aquisição dos
dados de forma sincronizada. A partir dos dados amostrados, as tensões e
correntes complexas de seqüência positiva são calculadas com base no
mesmo instante de tempo utilizando-se a Transformada Discreta de Fourier
[Phadke,1993]. Segundo o formato determinado pelo padrão IEEE 1344, os
fasores calculados pela PMUs são enviados, através de canais adequados de
comunicação, ao concentrador de dados. Este equipamento, por sua vez,
reunindo as medidas de magnitude e ângulo das tensões nas barras, obtém
um retrato em tempo real do estado do sistema.

A figura 6.7, retirada da referência [Ehrensperger,2004], mostra de forma
simplificada a estrutura da PMU. Como pode ser visto, a PMU é composta
por um sistema de aquisição formada pelos filtros anti-aliasing, módulo de
conversão analógica/digital, e por um microprocessador que realiza o
tratamento matemático dos sinais amostrados. Cada PMU está acoplada a
um equipamento receptor de GPS. Esta estrutura proposta em [Phadke,1994]

85


tem se mantido ao longo dos anos, tendo sido utilizada em desenvolvimentos
recentes da tecnologia de medição fasorial [Decker,2004].

Figura 6.7 - Estrutura de uma PMU.
Fonte:[Ehrensperger,2004].

Como já comentado, o concentrador (Phasor Data Concentrator – PDC)
recebe e reúne de forma coerente as medidas fasoriais enviadas pelas
PMUs, disponibilizando-as para o uso em aplicações. Este componente é
constituído por uma Unidade de Processamento Central (CPU), com
capacidade suficiente para realizar o tratamento dos dados em tempo real,
contendo disco rígido de memória para a gravação de perturbações, entradas
seriais para a recepção das medidas fasoriais e terminais de saída para envio
de dados para outros processadores.

A figura 6.8 apresenta uma idéia mais clara de como o concentrador de
dados está inserido no sistema de medição fasorial e de que forma ocorre a
interface com os demais componentes do sistema.

86


Figura 6.8 – Concentrador de Dados.
Fonte:[Ehrensperger,2004].

Os canais de comunicação possibilitam a transferência de dados entre PMUs
e o PDC, assim como permitem a troca de informações entre PDCs de
diferentes áreas. Os tipos de comunicação compreendem canais de
microondas, linhas telefônicas privadas, fibra óptica, etc. Outra possibilidade
é a utilização de redes privadas, corporativas ou internet. Os requisitos dos
meios de comunicação são: segurança, eficiência e desempenho.

6.3.3 – Aplicações.

São inúmeras as aplicações que podem ser desenvolvidas com a utilização
dos dados armazenados no PDC. A monitoração do estado da rede é uma
que já pode suprir, através da periodicidade de aquisição, “retratos” do
sistema próximo dos valores ditos como atuais, ou seja, passa-se a enxergar
situações ou estados operativos que antes não eram monitorados. Essa
amostragem de dados do sistema permite acompanhar a dinâmica do
sistema elétrico de potência.

87


As aplicações de monitoramento podem ser divididas em quatro etapas:
monitoramento dos ângulos das tensões, magnitude das tensões, distúrbios e
de oscilações.

A primeira através da monitoração da abertura angular entre barras, ou entre
áreas específicas do SEE, emite alarmes para valores pré-definidos, além de
auxiliar no fechamento de anéis durante o processo de restabelecimento do
SEE. A monitoração dos fluxos de potência ativa em LTs permite monitorar
temperatura de LTs, intercâmbios de potência em tempo real auxiliando na
operação mais eficiente do sistema de transmissão. Por outro lado, a
monitoração da freqüência do SEE em diversos pontos permite a
identificação de modos de oscilação do sistema, em tempo real.

A monitoração de temperatura de LTs é de grande importância para a
determinação dos limites de transferência de potência, uma vez que os
limites térmicos são usualmente muito conservativos considerando altas
temperaturas e ausência de ventos. A instalação de PMUs nas extremidades
da linha auxilia na obtenção dos parâmetros da mesma. Estudos buscam
estimar a resistência e as perdas que, juntamente com as características da
linha, podem ser usadas para estimar a temperatura da mesma e seu limite
de carregamento.

A segunda, monitoração das magnitudes das tensões, permite o
acompanhamento do perfil de tensão em todo o SEE. A monitoração em
tempo real dos fluxos de potência reativa em linhas de transmissão e
unidades geradoras permite a identificação de situações de potencial de
instabilidade de tensão.

A terceira, monitoração de distúrbios, em função das altas taxas de aquisição
de grandezas, permite traçar com precisão a evolução de um determinado
distúrbio ocorrido no sistema.

88


A última etapa da monitoração, das oscilações, permite identificar oscilações
de baixa freqüência alertando ao operador caso o amortecimento destes
modos fiquem abaixo de uma determinada faixa (3% a 5%).

Outra aplicação de grande relevância é o uso dos dados adquiridos pelas
PMUs, com maior precisão e taxa de medição mais elevada, para serem
utilizados pela função de Estimação de Estado. Esses dados permitem a
obtenção de retratos do sistema mais próximos dos valores atuais sem
nenhuma defasagem significativa, uma vez que existe um processo de
sincronização dos referidos dados pelo GPS. Com resultados mais confiáveis
estimados obtém-se uma melhoria considerável na base de dados gerada
para todas as funções aplicativas integradas nos sistemas de supervisão e
controle.

Destaca-se a utilização de PMUs no cálculo da margem de estabilidade de
tensão do sistema elétrico, que permite a adoção de medidas preventivas,
evitando-se a propagação desses problemas. A estimativa de instabilidade de
tensão serve como sinalizador para a aplicação das medidas a serem
desenvolvidas tais como os Esquemas de Controle de Emergência.

6.3.4 - Considerações Finais Sobre PMU.

Do exposto no capítulo, a implantação, da medição fasorial sincronizada,
possibilita a incorporação da supervisão da dinâmica dos sistemas elétricos
com um aumento considerável de todo o processo de monitoramento do
SEE. Pode-se, ainda, desenvolver e implantar diversas novas funções no
sistema de automação das empresas do setor, agregando uma inteligência
nova em todo o processo de supervisão, monitoração, medição e controle.

O tema tem se revelado de grande interesse por parte de grupos de
pesquisas, operadores independentes do sistema elétrico e empresas que
desenvolvem atividades afins. Contudo, até o presente momento, poucos são

89


os registros científicos no Brasil acerca deste assunto. Trata-se, portanto, de
um campo aberto a investigações.

6.4 - Outras Tendências Tecnológicas.

Atualmente, observa-se uma gama de novas tecnologias, aplicáveis aos
processos de automação da manutenção e operação de sistemas elétricos,
que podem agregar muitas funcionalidades até então não viabilizadas, ou por
questões de custo ou mesmo em decorrência de alguma restrição
tecnológica.

No campo das telecomunicações, destaca-se o uso intensivo de redes de
fibras ópticas, digitalização dos sistemas de comunicação com a adoção da
Hierarquia Digital Síncrona - SDH e o uso do Powerline Comunication - PLC.
As redes de fibras ópticas permitem a transmissão de dados a altas
velocidades, além de apresentarem imunidade a interferências
eletromagnéticas tão comuns no SEE. As taxas atuais são de 2,4 Gb/s,
podendo ser aumentadas com o uso de técnicas de multiplexação por divisão
em comprimento de onda WDM para valores de 2 TB/s. Conforme ilustrado
na figura 6.9.

Figura 6.9 – Multiplexação por Divisão em Comprimento de Onda (WDM).

90


Uma das possibilidades de uso de redes ópticas consiste na transmissão de
imagens para o SSC, para verificar visualmente se o telecomando de uma
chave seccionadora foi satisfatório. Essa aplicação permite o isolamento
remoto de equipamentos, dispensando a necessidade de operadores na
instalação.

A SDH é uma rede síncrona de transporte de sinais digitais, formada por um
conjunto hierárquico de estruturas de transporte padronizadas objetivando a
transformação de informações sobre redes digitais, oferecendo maior
flexibilidade e economia.

Em termos simples, a tecnologia PLC ou Comunicação por Linhas Elétricas é
uma tecnologia capaz de transmitir dados e voz pela rede convencional de
energia, usando sinais de alta freqüência (1,7 MHz a 30 MHz). O PLC pode
ser utilizado nos sistemas de supervisão e controle das empresas de energia
elétrica, tendo aplicação prática nas telemedições, corte e religamento à
distância, detecção e localização de faltas na rede elétrica, monitoração de
equipamentos e vigilância patrimonial através de câmeras.

A evolução dos sistemas de telecomunicações, com o avanço de técnicas de
compactação de imagens possibilita o vídeo-monitoramento de equipamentos
e melhora sensivelmente os sistemas de vigilância eletrônica das instalações.
Essa tecnologia é de extrema importância para as subestações não
assistidas. O recurso de visualização de imagens de áreas (ou
equipamentos) de interesse da subestação também pode representar uma
fonte importante de informações para o operador. Outra vantagem da câmera
é a posição estratégica na instalação: enquanto um ser humano deve manter
distâncias seguras dos equipamentos de alta tensão e seu ângulo de visão
pode ser prejudicado na inspeção de equipamento vivo, a câmera pode ser
instalada próxima do equipamento e, em alguns tipos ainda permitem
movimentos de pan (horizontal), tilt (vertical) e zoom, que são recursos que
podem se também utilizados remotamente [Fischer,04].

91


Outra tecnologia que merece destaque trata-se dos transformadores de
potencial (TP) e corrente (TC) ópticos. Estes sensores não são exatamente
novidades. Pelo contrário, eles possuem princípios de funcionamento
conhecidos de longa data. Porém, somente nos dias atuais começam a se
tornar requisitados. Isto se deve principalmente ao fato da existência e da
instalação em massa dos relés e dos medidores microprocessados, que
necessitam apenas dos sinais de tensão e/ou corrente e quase nenhuma
potência secundária. Um maior detalhamento do funcionamento desses
equipamentos é abordado na referência [Silveira,197].

Dentre as vantagens do uso do transdutor óptico de tensão pode-se citar: são
galvânicamente desacoplados, não há perdas por efeito Joule e o efeito de
capacitâncias parasitas é desprezível. Por outro lado, os inconvenientes são
alto custo associado à sua produção, tecnologia complexa e rotação de 90
graus na fase do sinal de saída.

O uso de TCs ópticos significa o fim do problema de saturação de TC. O uso
desses equipamentos assegura maior qualidade para o sistema de medição.
Ressalta-se, ainda, uma melhoria siginificativa nos erros de relação desses
equipamentos com respeito aos TPs e TCs convencionais.

Outro vetor tecnológico importante é o uso crescente da robótica na
automação dos processos de manutenção do SEE. A utilização de robôs para
instalação de esferas de sinalização em linhas de transmissão energizadas é
muito comum, em substituição dos métodos tradicionais que representam
elevados riscos de acidentes e custos. A figura 6.10 apresenta uma foto de
um robô desenvolvido pela CEMIG em parceria com a UFMG, para instalação
de esferas de sinalização em LTs de extra alta tensão .

92


Figura 6.10 – Uso de Robôs para Instalação de Esferas de Sinalização.

Outras aplicações, na área de manutenção, promissoras para uso da robótica
são inspeção de subestações e linhas de transmissão e substituição de
cabos em LTs.

Além das tecnologias citadas, pode-se acrescentar o uso da tecnologia de
datamining. Conceitua-se datamining como um processo não trivial de
analisar dados de um banco de dados e obter deles, de forma automática,
algum conhecimento, utilizando técnicas de aprendizagem por computador.
Busca-se com esse processo, a descoberta de novos relacionamentos que
possam existir dentro do banco de dados, tendo-se como objetivo a extração
de tendências e padrões em dados.
Esta tecnologia vem sendo utilizada com muita ênfase em diversos ramos do
conhecimento humano. Embora ainda de forma incipiente, ela tem sido
aplicada na solução de problemas ligados à operação de sistemas elétricos
de potência. Pelas aplicações encontradas na literatura, observa-se que ela
tem um grande potencial e que, num futuro breve, deve ser utilizada nas
empresas de energia elétrica na solução de diversos problemas
[Toledo,2005].

93


Outros fatores que merecem destaque são a evolução no desenvolvimento
de equipamentos de automação promovendo uma integração plena das
funções de proteção, controle e medição e a instalação de equipamentos
para avaliar a qualidade da energia fornecida (qualímetros).

Além de todas as tecnologias citadas, deve-se desenvolver uma política de
segurança da informação para os Sistemas Digitais de Automação, uma vez
que estão sendo registrados inúmeros casos de invasão eletrônica. Essa
tecnologia deve ser pesquisada de forma a incorporar mecanismos de defesa
apropriados, na arquitetura utilizada pelos sistemas de automação. Maiores
detalhes relativos à política de automação de sistemas elétricos pode ser
obtida na referência [Camargo,2005].

94

Capítulo 7 – Proposta de Modelo Funcional Integrado para Automação de Sistemas

7
PROPOSTA DE MODELO
FUNCIONAL INTEGRADO PARA
AUTOMAÇÃO DE SISTEMAS
ELÉTRICOS


Neste capítulo é apresentada uma proposta para integração da automação
dos processos de operação e manutenção do SEE. Tal integração parte de
propostas de arquiteturas, uma estrutura funcional, relacionando as principais
aplicações a serem desenvolvidas para implantação dos sistemas de
automação, de arquiteturas para integração dos diversos sistemas de
automação de operação e manutenção, para os sistemas de supervisão
instalados nas subestações, e de sistemas de aquisição de dados locais.

7.2 - Estrutura Funcional.

A modelagem aqui proposta para o Sistema de Automação de SEE parte da
identificação das funções que devem ser desenvolvidas para atender aos
requisitos definidos para a automação do sistema. Esta visão funcional é
balizadora para toda a definição dos subsistemas vinculados aos Sistemas de
Automação. Observa-se que esse preceito básico nem sempre tem sido
atendido em grande parte dos projetos de automação do setor elétrico.

95


Essa etapa deve considerar todas as necessidades dos processos de
operação e manutenção. Atualmente, conforme visto no capítulo 3, existe um
conjunto de funções bem significativo para atender às necessidades
operativas, contudo observa-se que as funções associadas ao processo de
manutenção são relativamente recentes e têm sido desenvolvidas com um
fraco acoplamento com o processo de operação.

Nos projetos de automação da manutenção, quando elaborados de forma
independente do de operação, verifica-se:
• a existência de duplicidade de aquisição de dados com os sistemas
existentes;
• pouca troca de resultados provenientes das funções aplicativas
desenvolvidas para o Centro de Operação e pela Central de
Monitoramento e Diagnóstico de Falhas de Equipamentos.

Os resultados das observações acima levam à elevação de custos e falta de
sinergia entre os processos de operação e manutenção. Desta forma, a
proposta para a implantação de Sistemas de Automação deve prever a
necessidade de se efetuar uma revisão criteriosa de todos os dados que são
obtidos do processo, bem como procurar identificar que tipo de informação,
produzida pelas aplicações, pode ser trocada entre o Centro de Operação, os
Sistemas de Automação da Instalação, a Central de Manutenção e a Rede de
Oscilografia.

A tabela 7.1 apresenta a relação das funções aplicativas de operação e
manutenção, agrupadas funcionalmente, e sua alocação pelos diversos
sistemas de supervisão, controle e monitoramento, implantados para permitir
a operação e manutenção do SEE: Centro de Operação, Central de
Monitoração, Rede de Oscilografia e equipamentos de supervisão e controle
instalados no nível da estação. Pode-se observar que existem funções que
são alocadas em mais de um sistema, denotando que elas são
hierarquizadas. Pode-se identificar, como exemplo, a função de Controle de

96


Tensão. Os automatismos que são realizados utilizando apenas os dados da
subestação e com efeito só local devem ser implantados nos equipamentos
de supervisão e controle instalados na própria estação. Por outro lado, as
ações de controle que possuem impactos em nível sistêmico devem ser
implantadas nos computadores do Centro de Operação do Sistema.

Grande parte dos grupos funcionais já é tradicionalmente implantada nos
sistemas de automação, tais como as funções de supervisão e controle
automático. Destacam-se as funções de análise de redes que caracterizam o
sistema de supervisão e controle como um Energy Mangement System
(EMS). Apesar de serem funções já estudadas há algum tempo, observa-se
que poucos Sistemas de Supervisão e Controle possuem efetivamente essas
aplicações.

Observa-se, pela análise da tabela 7.1, a proposição de novos grupos
funcionais, além dos tradicionais como, por exemplo, a inclusão das funções
de monitoração da dinâmica do SEE e do conjunto de funções de
monitoramento e diagnóstico de falhas associadas ao processo de
manutenção. Esses agrupamentos funcionais estão em fase de
desenvolvimento e implantação em empresas do setor elétrico.

A inclusão das funções de monitoração da dinâmica do SEE, através da
instalação de PMUs em subestações, representa uma evolução muito
significativa para a supervisão do processo. Essa implantação possibilita
enxergar o comportamento do sistema evitando riscos vinculados à
estabilidade dinâmica. Esses “retratos” obtidos do SEE, através de
oscilografias de longa duração, são de extrema importância para agregar
mais segurança aos processos de operação e manutenção do sistema.

97


Tabela 7.1 – Alocação das Funções de Engenharia.

98


A implantação de uma Central de Monitoramento e Diagnóstico de Falhas de
Equipamentos possibilita mudar um paradigma muito importante do processo
de manutenção, ou seja, a modificação dos atuais conceitos de manutenção
corretiva e preventiva, para um processo de manutenção estritamente
preditiva. Essa mudança de filosofia implica um aumento significativo da
disponibilidade dos equipamentos do SEE, tão cobrada pelo novo modelo de
regulamentação do setor elétrico. A Central de Monitoramento será um
suporte importante, tanto ao processo de manutenção como ao processo de
operação, uma vez que o staff da operação passará a agregar uma
informação do estado interno do equipamento à sua visão sistêmica do SEE.
O operador passa, assim, a ter informações da “saúde dos equipamentos” ,
fato que permite uma melhoria sensível na qualidade das decisões operativas
adotadas.

A Rede de Oscilografia, já existente na maioria das empresas do setor
elétrico, completa a visão da ocorrência dos fenômenos transitórios
desencadeados pelas faltas sistêmicas. Os resultados da localização de
faltas e do diagnóstico do tipo de falta devem ser disponibilizados para os
operadores do sistema e pessoal envolvido da área de manutenção.

Em relação ao Centro de Operação, destacam-se as funções de otimização e
de monitoramento de imagens. A inclusão de imagens do processo, na sala
de controle, representa uma grande evolução para melhoria no processo de
tomada de decisão da operação. A visualização através de um processo de
monitoramento, por exemplo, permite verificar se uma ação de telecontrole
enviada para uma chave seccionadora foi satisfatória, possibilitando efetuar
com segurança o isolamento remoto de equipamentos. Esse recurso viabiliza
o processo de desassistência das subestações. A supervisão do futuro não
ficará restrita a dados e, indubitavelmente, a imagem será uma informação
aliada ao processo de tomada de decisão do operador. Outro ponto que deve
ser mais explorado é a inclusão de técnicas de inteligência computacional,
conforme abordagem feita no capítulo 5.

99


7.3 - Arquiteturas dos Sistemas de Automação da Operação e
Manutenção.

A figura 7.1 apresenta os modelos atualmente utilizados pelas empresas do
setor elétrico, nos processos de automação. Em todos eles, sistemas de
automação são considerados vinculados ao processo de operação.

No primeiro modelo (I), a execução da manutenção é feita em bases bem
tradicionais nas formas corretiva e preventiva, sem quase nenhum grau de
automação. Não existe nenhum acoplamento mais forte entre os processos.
As informações são trocadas pelas pessoas envolvidas com a operação e
manutenção do SEE.

No segundo modelo (II), já se verifica a preocupação de se implantar
sistemas de monitoramento de equipamentos do SEE, porém esses sistemas
são isolados, sem nenhum nível de integração. O isolamento dos sistemas de
monitoramento dificulta sobremaneira o processo de acompanhamento de
falhas. A vantagem desta arquitetura, sobre a anterior, é a introdução do
conceito de manutenção preditiva, buscando a redução, ao máximo, da
indisponibilidade dos equipamentos.

No terceiro modelo (III), é apresentada outra arquitetura que consiste na
integração das funções de monitoramento de falhas de equipamentos em
uma única plataforma, ou seja, os diversos sistemas isolados de
monitoramento seriam substituídos por um único. Este teria a
responsabilidade de efetuar o monitoramento e diagnóstico de falhas de
equipamentos. A vantagem dessa arquitetura, sobre as anteriores, é permitir
um acompanhamento do processo de manutenção preditiva mais integrado.
Atualmente, muitas empresas estão trabalhando para a implantação da
referida arquitetura.

100


Figura 7.1 – Modelos Atuais dos Processos de Automação da Operação e
Manutenção.

7.4 - Arquitetura Proposta de Integração dos Processos de Automação
da Operação e Manutenção.

Definida a estrutura funcional e, por meio da análise das arquiteturas
atualmente existentes dos sistemas de automação, deve-se estabelecer uma
arquitetura que possa viabilizar e explorar, em toda a sua plenitude, a
integração de dados e resultados obtidos pelas funções de engenharia
implantadas em diferentes ambientes computacionais de supervisão e
monitoramento.

101


Propõe-se neste trabalho uma integração plena dos sistemas de automação
vinculados aos processos de operação e manutenção. A integração poderia
ser implementada por meio de duas propostas:

• Compartilhamento de uma base de dados única que contenha
todas as grandezas elétricas adquiridas do SEE.
• Elo (link) de comunicação entre os sistemas de automação, que
permita a troca de dados obtidos e resultados produzidos pelas
funções de engenharia, implantadas no Centro de Operação, na
Central de Monitoramento e na Rede de Oscilografia.

A figura 7.2 apresenta uma visão da primeira proposta. Os sistemas de
supervisão e monitoramento compartilham uma única base de dados
possibilitando o acesso de todos os demais sistemas aos dados adquiridos
do SEE, bem como, aos resultados das aplicações implantadas nestes
sistemas.

Figura 7.2 – Arquitetura de Sistemas de Automação com Compartilhamento
de uma Base de Dados.

102


A figura 7.3 apresenta a segunda proposta, na qual a troca de dados se
processa através da comunicação computador a computador via rede de
dados dedicada aos processos de operação e manutenção.

Figura 7.3 – Arquitetura com Integração Via Rede Local.

7.5 - Arquitetura para os Sistemas de Aquisição de Dados.

Com relação às estações, observa-se que há uma grande diversidade de
equipamentos responsáveis pelo processo de aquisição de dados, tais como:
remotas, controladores lógicos programáveis - CLP´s, registradores digitais
de perturbação, qualímetros, medidores e PMUs. Essa diversidade implica
grandes custos de treinamento e manutenção desses equipamentos.

Propõe-se integrar essas funcionalidades em IEDs com nível de
processamento adequado com os sensores diretamente ligados ao SEE.

103


A figura 7.4 apresenta uma visão da situação atual e a figura 7.5 ilustra a
proposta de integração dos equipamentos de aquisição de dados.

Figura 7.4 – Situação Atual do Processo de Aquisição de Dados.

Barramento do Processo

IED

Sensor Sensor 2 Sensor n

Figura 7.5 – Situação Proposta para Aquisição de Dados.

104


7.6 -Arquitetura para os Sistemas de Supervisão da Subestação

A proposta de integração considera a aplicação das tendências tecnológicas,
no Sistema de Automação, tais como:
• Equipamentos primários com dispositivos eletrônicos inteligentes
(IED) incorporados.
• Interface com o processo feita com uso de TPs e TCs
ópticos.Dispositivos de interface digital/óptica para instalação em
pátios de subestações.
• Equipamentos de supervisão e controle de vão com interface
gráfica digitalizada.
• Dispositivos eletrônicos inteligentes com funções de supervisão,
controle, medição e registro incorporados.
• Barramentos digitais de processo.
• Telecomunicações: redes que permitem comunicação inter-
subestações (peer-to-peer).
Considerando tais aspectos, a figura 7.6 apresenta uma arquitetura proposta
para ser utilizada no sistema de automação da subestação.

Outro fator de fundamental impacto é a Norma 61850 que deve, sem sombra
de dúvidas, ser incluída nas especificações das novas subestações. Essa
medida possibilita implementar a tão sonhada interoperabilidade. Outro
ganho advindo dessa tecnologia é a possibilidade da comunicação entre as
funções de proteção e controle implementadas no nível dos bays das
subestações, com uma significativa agregação de funcionalidades. Esse tipo
de implementação permite uma maior distribuição das funcionalidades, com
alocação mais próxima do processo, atendendo aos requisitos de tempo das
funções de proteção e controle.

105


Figura 7.6 – Arquitetura do Sistema de Supervisão e Controle Local.

7.7- Proposta Final

Considerando todas as propostas feitas nos itens anteriores deste capítulo,
apresenta-se, na figura 7.7, a arquitetura geral envolvendo desde a aquisição
de dados até os sistemas de supervisão, controle e monitoração, vinculados
aos processos de operação e manutenção.

106


Figura 7.7 – Arquitetura Geral Proposta.

Relaciona-se abaixo uma especificação com os principais requisitos e
recomendações desta proposta:

1) No nível local, a automação deve ser dividida em três níveis (processo,
bay e subestação) com comunicação entre as diversas funções
integradas.

2) O registrador digital de perturbação fica responsável pela aquisição de
dados de oscilografia de curta e longa duração. Nesta proposta, as
funções da PMU devem ser implementadas nos RDPs.

3) Os IEDs instalados nas subestações devem integrar as funções de
proteção, controle, medição e registro.

107


4) O ambiente computacional da subestação deve integrar todo o sistema
de supervisão e monitoramento local das instalações, envolvendo os
processos de operação e manutenção. Essa integração modifica
substancialmente a função dos operadores da subestação que passam
a incorporar funções específicas de manutenção. No nível local da
instalação, propõe-se um ambiente único com integração plena das
funções de operação e manutenção.

5) As arquiteturas computacionais do Sistema de Supervisão e Controle e
dos Sistemas de Monitoramento e Diagnóstico devem ser
preferencialmente distribuídas.

6) A norma IEC61850 deve ser utilizada entre os IEDs e o barramento de
processo da subestação.

7) As funções da automação da operação devem contemplar as
funcionalidades relacionadas na tabela 7.1, alocadas de forma
distribuída no Centro de Operação e no Sistema de Supervisão e
Controle local das instalações. Ressalta-se a incorporação do grupo
funcional da monitoração dinâmica, pois representa um enorme salto
tecnológico, já que elas possibilitam a supervisão de eventos
relacionados à dinâmica do sistema elétrico. Dentre as funções
destaca-se a responsável pela indicação da proximidade do colapso
de tensão.

8) As funções da automação da manutenção devem considerar todos os
monitoramentos e diagnósticos relacionados na tabela 7.1.

9) Deve ser disponibilizado, no sistema de automação da operação e
manutenção, o videomonitoramento de equipamentos. Na função de
operação, esta função é importante para possibilitar o isolamento
remoto de equipamentos, de forma especial viabilizar o comando
remoto de chaves seccionadoras. No caso da manutenção, permite a
inspeção remota de equipamentos para detecção de falhas.

108


10) As câmeras utilizadas para o videomonitoramento de equipamentos
devem possuir o recurso de análise termográfica, que possibilita a
identificação de pontos quentes nos equipamentos de subestações.

11) Deve ser provida uma rede WAN específica de operação e
manutenção para a integração plena dos dados e informações
inerentes a estes sistemas. Essa rede deve ser concebida atendendo
aos requisitos de alta confiabilidade e velocidade.

12) As funções de controle de tensão, recomposição de sistemas elétricos
e tratamento de alarmes devem ser preferencialmente desenvolvidos
com a utilização de inteligência computacional. Essa recomendação se
aplica, ainda, às funções de engenharia para monitoramento e
diagnóstico de faltas em equipamentos.

13) As técnicas de datamining devem ser utilizadas para a obtenção de
conhecimento, a partir da base de dados dos sistemas de automação,
que possam ser aplicadas no processo de tomada de decisão.

14) A comunicação entre os sistemas de supervisão e controle local e o
Centro de Operação pode ser feita utilizando os protocolos DNP3.0 ou
IEC870.

15) A fibra óptica deve ser utilizada como meio de comunicação para
garantir a velocidade compatível com as funcionalidades previstas.

Algumas recomendações podem ser incorporadas aos requisitos detalhados
acima, para obtenção de melhores resultados da automação de todo o
processo. São elas:

• Os sistemas de automação devem possuir facilidades que permitam
sua integração numa estrutura hierarquizada de sistema de supervisão
e controle.
• Todas as funções de automação devem ser implementadas no nível
mais próximo do processo.

109


• A disponibilidade, tempo de resposta e desempenho dos sistemas de
automação devem estar condizentes com os requisitos estabelecidos
pelos órgãos regulatórios.
• Os sistemas de automação existentes e a serem implantados devem
ser evolutivos.
• Os equipamentos utilizados nos sistemas de automação devem ser
preferencialmente padronizados e necessariamente integráveis no
futuro.

Os ganhos advindos da proposta, integrando dados e resultados das funções
de operação e manutenção, são inúmeros. Pode-se citar, como exemplo ,o
estabelecimento de limites operativos dos equipamentos de acordo com as
medições de grandezas obtidas pelos sistemas de monitoramento. Esse
acompanhamento permite adotar uma filosofia de monitoramento de
carregamento com melhor exploração da capacidade de transmissão de
potência dos equipamentos do SEE. O operador, com as informações
disponibilizadas pelos sistemas de monitoramento e diagnóstico de faltas,
passa a conhecer a real condição operativa dos equipamentos do SEE. Esse
ganho é importante para a condição atual de operação dos sistemas
interligados, em que se verifica a operação dos equipamentos do sistema
elétrico muito próximo de seus limites. A ampliação dos limites operativos de
linhas de transmissão e transformadores representa uma otimização de
grande importância para o sistema interligado.

Outra função da operação que pode aproveitar ganhos da integração é a
Análise de Contingências. A lista de contingências pode ser modificada em
função da condição dos equipamentos diagnosticada pelos sistemas de
monitoramento. Ou seja, se for identificado pelo Sistema de Monitoramento
que um transformador apresenta falhas incipientes, automaticamente seria
atualizada a lista de contingências, com a incorporação do referido
equipamento, refletindo a situação operativa do SEE.

110


Por outro lado, identifica-se a existência de inúmeros dados que são
aquisitados pelos sistemas de supervisão da operação, que podem ser
utilizados pelos sistemas de monitoramento e diagnóstico. Como exemplo
pode-se citar a temperatura de enrolamento e óleo de transformadores,
posição de tap de transformadores, corrente, potência ativa e reativa de
equipamentos e estado de disjuntores e chaves seccionadoras. Além desses
dados obtidos do processo pode-se calcular outras variáveis no sistema de
supervisão da operação, que podem ser utilizadas pelos sistemas de
monitoramento e diagnóstico. O número de operação de disjuntores e
comutações de posição de tap são exemplos de cálculos possíveis.

Outra integração importante consiste na disponilização dos dados adquiridos
e resultados das funções da rede de oscilografia. Os sistemas de
monitoramento e diagnóstico de equipamentos podem utilizar as informações
de corrente e tensão, obtidas pelos registradores digitais de perturbação.

7.8- Considerações Finais

A proposta apresenta um modelo integrado que promove um intenso
compartilhamento de dados e resultados dos diversos sistemas de
supervisão e monitoramento, atualmente disponíveis para os processos de
operação e manutenção. A idéia principal consiste na minimização ou
eliminação das diversas ilhas de dados existentes, tornando a qualidade e
continuidade do fornecimento de energia elétrica compatíveis com o grau de
exigência estabelecida pelo novo modelo do setor elétrico.

111

Capítulo 8 – Considerações Finais

8
CONSIDERAÇÕES FINAIS

O ambiente competitivo e as altas exigências estabelecidas pelas agências
reguladoras, órgãos de operação de sistemas interligados e sociedade têm exigido
mudanças das empresas de forma a buscar maior disponibilidade de seus ativos,
bem como menores níveis de interrupção. A automação de processos vem em
encontro a esta exigência.

A proposta de automação, apresentada nessa dissertação, pretende contribuir para
a evolução dos processos de operação e manutenção das empresas de energia
elétrica por meio de uma proposta integradora.

A adoção dessa proposta possibilita a obtenção de inúmeros ganhos para as
empresas de transmissão de energia elétrica. Dentre eles, podem ser citados:

• Menores custos de operação e manutenção.

• Melhoria significativa no processo de tomada de decisão decorrente da troca de
informações entre os sistemas de automação.

• Redução de fiação com maior compactação das instalações.

• Sinergia entre os dados e resultados das aplicações dos sistemas de automação
com redução de custos na aquisição de equipamentos vinculados ao processo
de aquisição de dados.

Isto se traduz, para a sociedade, por meio de melhor qualidade da energia suprida a
menores custos.

112

Capítulo 8 – Considerações Finais

Como continuidade deste trabalho, pretende-se evoluir para a elaboração de uma
especificação técnica de uma Central de Monitoramento, com possibilidades de
implantação em empresas do setor elétrico.

Outras possibilidades de continuidade são listadas abaixo:

• Simulação de um modelo para representar a comunicação entre IEDs, de
diferentes fabricantes, com uso da Norma 61850.
• Utiilização de vídeomonitoramento de equipamentos de forma a permitir a
execução remota de telecontroles em equipamentos, onde a confiabilidade da
supervisão não é adequada (chaves seccionadoras).
• Pesquisa de técnicas de datamining na base de dados de operação e
manutenção, que possam obter novos conhecimentos para aprimorar o
processo de tomada de decisão do pessoal envolvido com a operação e
manutenção dos sistemas elétricos.
• Desenvolvimento das funções associadas à monitoração da dinâmica do
sistema elétrico. Cada função associada a esta monitoração constitui um
objeto de pesquisa independente. Ressalta-se a necessidade de se
aprofundar no desenvolvimento da função, para identificação do índice de
proximidade do colapso de tensão.
• Pesquisa de técnicas de compactação de imagens e sua disponibilização em
SSC.
• Identificação de um Modelo Funcional para ser instalado nas subestações,
que integre as funções de operação e manutenção em um único ambiente.
Trata-se de um novo sistema de automação que explora a integração plena
das funções de controle e monitoramento da instalação.

Por fim, espera-se que este trabalho cumpra seu objetivo de se tornar referência
para aqueles que atuam na área, tanto acadêmica quanto empresarial, envolvidos
com as atividades de planejamento, projeto, operação e manutenção de sistemas
elétricos.

113

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