Estudo de caso: Modernização e otimização de pequenas ... · resultem em mínimo impacto ao meio ambiente, priorizando a geração sustentável, esta é uma das principais vantagens

UNIVERSIDADE ESTADUAL PAULISTA “JÚLIO DE MESQUITA FILHO"

CÂMPUS EXPERIMENTAL DE SOROCABA

ENGENHARIA DE CONTROLE E AUTOMAÇÃO

TIAGO FRANCISCO DE OLIVEIRA SCALON

Estudo de caso: Modernização e otimização de

pequenas centrais hidrelétricas visando diminuição de

custos

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

Sorocaba

2017

TIAGO FRANCISCO DE OLIVEIRA SCALON

Estudo de caso: Modernização e otimização de

pequenas centrais hidrelétricas visando diminuição de

custos

Trabalho de conclusão de curso apresen-tado ao programa de graduação em Enge-nharia de controle e automação, da Univer-sidade estadual Paulista de Sorocaba.

Orientador: Galdenoro Botura Jr

Área de Conhecimento: Dr. em Engenhariaelétrica

Sorocaba

2017

Scalon, Tiago Francisco de Oliveira. Estudo de caso: modernização e otimização de pequenas centrais hidrelétricas visando diminuição de custos / Tiago Francisco de Oliveira Scalon, 2017. 79 f.: il. Orientador: Galdenoro Botura Junior. Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação) – Universidade Estadual Paulista "Júlio de Mesquita Filho". Instituto de Ciência e Tecnologia (Câmpus de Sorocaba), 2017. 1. Modernização. 2. Pequenas centrais hidrelétricas. 3. Automação. 4. Teleoperação. Universidade Estadual Paulista "Júlio de Mesquita Filho". Instituto de Ciência e Tecnologia (Câmpus de Sorocaba). II. Título.

Tiago Francisco de Oliveira Scalon

Estudo de caso: Modernização e otimização de pequenas centrais hidrelétricasvisando diminuição de custos

IMPORTANTE: ESSE É APENAS UMTEXTO DE EXEMPLO DE FOLHA DEAPROVAÇÃO. VOCÊ DEVERÁ SOLICITARUMA FOLHA DE APROVAÇÃO PARA SEUTRABALHO NA SECRETARIA DO SEUCURSO (OU DEPARTAMENTO).

Trabalho aprovado. Sorocaba , DATA DA APROVAÇÃO:

Galdenoro Botura JrOrientador

ProfessorConvidado 1

ProfessorConvidado 2

Sorocaba

2017

Dedico este trabalho aos meus pais que sempre deram o melhor deles para que eupudesse dar o meu.

Agradecimentos

Agradeço a minha irmã Aline por sempre ter me incentivado a buscar meussonhos.

Agradeço a minha namorada Larissa Carrijo por todo apoio e incentivo queme deu durante esses anos de faculdade e que foram de grande valia para que euconseguisse chegar até o fim dessa jornada.

Agradeço a todos os amigos de república que tive o prazer de compartilharmuitos momentos bons, sempre com companheirismo e muitas risadas, sem os quaisminha estadia esses anos em Sorocaba não teria sido tão divertida. Um sinceroobrigado a todos: Vet, Tulio, Luke, Murilo, Madeira, Capi Jr, Daiane, Mega, Patriota,Brandão, Lucas, Diego, Akita e Nakajima.

Agradeço a todos os amigos que fiz na 8ª turma de ECA e que pretendo levarpara a vida toda.

Agradeço ao Professor Galdenoro pela orientação neste trabalho e em todasmatérias que tive a oportunidade de ter com o mesmo.

“A mente não tem limite. Quando a mentepode antever o fato de que você pode rea-lizar algo, você realmente pode, desde queacredite nisso 100%.” Arnold Schwarzenegger

Resumo

Este trabalho tem como objetivo elaborar uma proposta de padronização para projetosde automação de pequenas centrais hidrelétricas, e otimizar a solução de forma que osistema atenda aos requisitos operacionais e de performance, do cliente e da ONS queé a agência que regulamenta esse mercado de geração de energia.

O desenvolvimento deste trabalho é baseado no estudo e análise de um caso realde projeto de modernização de uma pequena central hidrelétrica. Além do projeto,foram pesquisados trabalhos que tratavam sobre diversos temas tais como: Moderniza-ção de usinas hidrelétricas, custos envolvidos no projeto e construção de pequenascentrais hidrelétricas e operação remota de centrais. Utilizando todo o conhecimentoaprendido das propostas apresentadas pelos respectivos autores e todo conhecimentoaprendido no dia a dia fazendo propostas de automação para pequenas e grandescentrais hidrelétricas, o trabalho conclui com a apresentação de uma solução otimizadapara pequenas centrais hidrelétricas que atende a diminuição dos custos de hardware,diminuição dos custos operacionais através da possibilidade de operação remota edesassistida, e satisfazer as exigências de operação impostas pela ONS.

Palavras-chave: Pequenas centrais hidrelétricas, modernização, operação remota,automação, otimização.

Abstract

This work aims to prepare a standardization proposal for automation projects for smallhydropower plants, and to optimize the solution so that the system meets the operationaland performance requirements of the client and ONS, which is the agency that regulatesthis market of power generation.

The development of this work is based on the study and analysis of a real case ofmodernization of a small hydropower plant. In addition to the project, research wasdone on topics such as: Modernization of hydroelectric plants, costs involved in thedesign and construction of small hydroelectric plants and remote operation of powerplants. Using all the knowledge from the proposals presented by the respective authorsand all the knowledge acquired in the day to day making proposals of automation forsmall and large hydroelectric power plants, the work concludes with the presentation ofan optimized solution for small hydropower plants that attends the reduction of costsReduction of operating costs through the possibility of remote and unmanned operation,and to meet ONS ‘operating requirements.

Keywords: Small hydropower plants, modernization, remote operation, automation,optimization.

Lista de ilustrações

Figura 1 – Sistema interligado nacional SIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20Figura 2 – PCH de acumulação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23Figura 3 – PCH fio d‘água . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24Figura 4 – Esquema de uma PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25Figura 5 – Principais motivos para modernização de usinas . . . . . . . . . . . 37Figura 6 – Organização dos centros de controle e supervisão ONS . . . . . . . 47Figura 7 – Solução padrão para UHE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63Figura 8 – Solução padrão para PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65Figura 9 – O&M x Potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79Figura 10 – O&M x Idade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

Lista de tabelas

Tabela 1 – Empreendimentos em operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19Tabela 2 – Empreendimentos em construção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22Tabela 3 – Empreendimentos com construção não iniciada . . . . . . . . . . . 22Tabela 4 – Divisão custos de uma usina hidrelétrica . . . . . . . . . . . . . . . 27Tabela 5 – Divisão custos de uma PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27Tabela 6 – Despesas pré-operacionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28Tabela 7 – Investimento em ativos fixos em reais . . . . . . . . . . . . . . . . . 29Tabela 8 – Custos O&M PCHs em R$/MWh . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31Tabela 9 – Lista de materias solução padrão PCH . . . . . . . . . . . . . . . . 66

Lista de abreviaturas e siglas

ANEEL Agência nacional de energia elétrica

BIG Banco de informações de geração

CA Corrente alternada

CC Corrente contínua

CD Concentrador de dados

CGH Centrais geradoras hidrelétricas

CLP Controlador lógico programável

CNOS Centro nacional de operação do sistema

COD Centro de operação de distribuição

COG Centro de operação de geração

COI Centro de operação da instalação

COL Centro de operação local

COR Centro de operação regional

COS Centro de operação do sistema

COSR Centro de operação regional do sistema

COT Centro de operação de transmissão

DMZ Demilitarized Zone

EOL Central geradora eólica

GD Geração distribuída

GE General Eletric

IED Intelligent electronic device

IHM interface Homem Máquina

MO Mensagens operativas

MTBF Mean time between fail

MTTR Mean time to repair

Oamp;M Operação e manutenção

ONS Operadora nacional do sistema elétrico

PCH Pequena central hidrelétrica

PLC Programabble Logic Controller

PTP Precision time protocol

RBE Report by exception

RT Regulador de tensão

RV Regulador de velocidade

SDSC Sistema de supervisão e controle

SIN Sistema interligado nacional

SNTP Sync network time protocol

SOE Sequence of events

SSC Sistema de supervisão e controle

SSCL Sistema de supervisão e controle local

TI Tecnologia da informação

UAC Unidade de aquisição e controle

UFV Central geradora solar fotovoltaica

UHE Usina hidrelétricas

UTE Usina termelétrica

UTN Usina termonuclear

UTR Unidade terminal remota

Lista de símbolos

GW Giga Watt

h Hora

km² Kilômetro quadrado

KWh kilowatt hora

kW Kilowatt

Mb Megabyte

m Metro

ms Milissegundo

MVar Mega Watt

MWh Mega watt hora

MW Mega Watt

R$ Reais

Sumário

1 INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2 REVISÃO DA LITERATURA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172.1 Setor energético no Brasil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172.2 Definição PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.3 Custos PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262.4 Modernização PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322.5 Automação PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372.5.1 Serviços Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372.5.2 Supervisão e Automação de uma PCH . . . . . . . . . . . . . . . . 392.6 Centros de operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 432.7 Protocolos elétricos de comunicação . . . . . . . . . . . . . . . . 522.7.1 Protocolo DNP 3.0 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 522.7.2 Protocolo IEC 60870-5-104 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532.8 Cyber security . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

3 MATERIAIS E MÉTODOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

4 RESULTADOS E DISCUSSÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 634.1 Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 634.2 Discussão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

5 CONCLUSÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 725.1 Conclusão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 725.2 Trabalhos futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

ANEXOS 78

15

1 Introdução

O crescimento populacional e o avanço tecnológico, geram um aumento dademanda de energia cada vez maior. Quando o crescimento da demanda ultrapassa acapacidade de geração do sistema de energia, torna-se necessário a construção denovas unidades de geração de grande porte e também de sistemas para a transmissãoe distribuição desta nova parcela de energia. Tal modelo passou a ser questionadocom o surgimento de novas tecnologias que promovem a redução do custo da energiagerada, e também por grandes obras de geração geram muitos impactos ambientaisassociados à sua implantação. Com isso, a geração distribuída passou a ser cada vezmais valorizada.

O uso do modelo de geração distribuída da energia tem vantagens tanto para oconsumidor final, quanto para as empresas de geração e transmissão de energia, sendoalgumas dessas vantagens consequência da proximidade aos centros consumidores.Algumas das vantagens da utilização da geração distribuída são: criação de reservasde geração e menores perdas na rede de transmissão/distribuição, maior estabilidadeao sistema, redução dos riscos de planejamento, dos investimentos e do tempo paraimplantação das centrais, devido ao tamanho reduzido das mesmas, aumento daconfiabilidade do fornecimento de energia aos consumidores próximos à produção localpor criar uma fonte menos suscetível a falhas na transmissão e distribuição, garantindoa continuidade do fornecimento.

É de interesse mundial a geração de energia através de fontes renováveis e queresultem em mínimo impacto ao meio ambiente, priorizando a geração sustentável, estaé uma das principais vantagens no uso das PCHs. Em tempos onde é discutida adiminuição da emissão de gases do efeito estufa na atmosfera , já existem PCHsque comercializam créditos de carbono, provando sua sustentabilidade. As PCHscontribuem ainda, com a diminuição da emissão de gases de efeito estufa ao seremuma alternativa para diminuir a utilização de fontes térmicas fósseis que ainda sãoresponsáveis por boa parte da geração no Brasil. Outra importante vantagem seriaque é um tipo de fonte de geração que se enquadra perfeitamente no modelo degeração distribuída, possibilitando um melhor atendimento às necessidades de cargade pequenos centros urbanos e regiões rurais, pois complementa o fornecimentorealizado pelo sistema interligado. Podemos citar ainda: custo acessível, menor tempode construção já que as obras civis necessárias são pequenas comparadas a grandesusinas, disponibilidade de tecnologias eficientes, redução nas perdas do sistema elétricoe desenvolvimento regional.

Fatores como a idade das pequenas centrais hidrelétricas, muitas com mais de

Capítulo 1. Introdução 16

30 anos, e o aumento da consciência ambiental, a modernização e a repotenciaçãode pequenas centrais hidrelétricas tornam-se alternativas realmente atraentes paraatender à crescente demanda de energia no Brasil, que segundo dados da (ANEEL,2008) aumenta em torno de 4 a 5% ano, contribuindo com a eficiência e confiabili-dade do sistema de energia, com menores investimentos e impactos ambientais emrelação a construção de novas pequenas centrais hidrelétricas.Alguns dos benefíciosconseguidos com a modernização são: a redução de paradas não programadas e demanutenções corretivas, a possibilidade de operar a usina de forma “desassistida” eautomática, bem como o aumento da vida útil dos equipamentos, possibilitando assimuma redução dos custos com manutenção e operação que hoje compõem a maiorparte do gasto na operação de uma pequena central hidrelétrica.

Após muitos anos em operação, os sistemas de uma usina podem apresen-tar problemas que comprometam a geração de energia. Além da queda na geração,existem novos requisitos e necessidades a serem cumpridas pela geradora de ener-gia, como por exemplo a lista de pontos que deve ser disponibilizada para controleremoto da ONS que opera o SIN, tema que será abordado mais detalhado mais parafrente. Uma forma de resolver isso é através das modernizações. Segundo (MENDES,2011) elas podem recuperar os índices de qualidade dos sistemas e também incluirnovos recursos neles. A falta de peças sobressalentes, a obsolescência dos equipa-mentos, a baixa disponibilidade e os altos custos são frequentemente as forças quelevam as concessionárias de energia ao processo de modernização das usinas.

Nas pequenas centrais hidrelétricas, os recursos investidos para o processode automação ou semi-automação são disponibilizados levando em conta qual será aredução dos custos operacionais destas instalações (maior parte recursos humanos) epelo ganho de receita em virtude do acréscimo de energia comercializada. Pode haveralguns casos onde a implantação deste sistema não seja economicamente viável. Porisso as empresas que fazem automação de PCH estão sempre em busca de soluçõestécnicas que satisfaçam as necessidades e requisitos do processo de geração, porémcom custos menores quando comparados a grandes usinas.

O objetivo final do trabalho é elaborar uma solução de hardware de automaçãoque possibilite automatizar uma pequena central hidrelétrica, para trazer todas asvantagens da automação, tais como operação automática da usina e redução dosgastos com O&M, que possa cumprir com todas as exigências impostas pela ONS paraa operação e manutenção de uma PCH, além de melhorar a performance e produçãode energia, porém com um custo reduzido, para ser mais competitivo no mercado epara poder tornar o processo de modernização economicamente viável e atrativo.

17

2 Revisão da Literatura

2.1 Setor energético no Brasil

O grande parque de geração de energia elétrica no Brasil é formado princi-palmente pelas seguintes fontes de geração: hidráulica, eólica, térmica e solar. Ascaracterísticas geográficas e físicas do território brasileiro foram determinantes paraque a maior parte da geração de energia elétrica fosse proveniente de um sistemahidrotérmico com a predominância hidráulica. Em conjunto com a geração hidráulicatemos a parcela restante que corresponde as termoelétricas que tem o objetivo decomplementar o atendimento do Sistema Interligado Nacional nos períodos onde auma menor quantidade de chuvas e os reservatórios apresentam um nível mais baixo,e para suprir necessidades locais quando ocorrem restrições na transmissão. Os pro-dutores de energia elétrica no Brasil são atualmente classificados em três grupos:empresas concessionárias de geração, auto produtores e produtores independentes,sendo que os dois últimos grupos são compostos por pessoa jurídica ou empresasreunidas em consórcio, que recebam concessão e autorização para produzir energia,diferenciando-se no fato que os auto produtores geram energia somente para consumopróprio enquanto os produtores independentes geram toda ou parte da energia paracomercialização.

Segundo dados do Banco de informações de geração (BIG, 2017), a capacidadede geração elétrica no Brasil foi de 151 GW, sendo que 98 GW se refere a capacidadede geração hidrelétrica (64,6%). De acordo com (ANEEL, 2008) , no Atlas de EnergiaElétrica do Brasil, 3ª edição, o potencial hidráulico do parque gerador brasileiro é decerca de 260 GW, envolvendo 15% das reservas mundiais de água doce disponível. Noentanto apenas um quarto do potencial é utilizado atualmente. Boa parte de todo essepotencial não utilizado está concentrado na Região Amazônica, que por questões ambi-entais possui limitações para a exploração do potencial hídrico para empreendimentosde geração de energia elétrica.

O potencial de geração dos rios nacionais é aproveitado através da construçãode reservatórios e de usinas hidrelétricas de grande (UHE) e pequeno (PCH) porte,classificação feita por potencial instalado, e podendo ser classificadas como isoladasou em cascata. Há ainda as centrais geradoras hidrelétricas (CGH), que são usinashidrelétricas com potência de geração instalada igual ou inferior a 3 MW. Este grandesistema de reservatórios tem importante influência econômica, hidrológica, ecológica esocial. Em muitas regiões do país, esses ecossistemas são utilizados como base parao desenvolvimento regional. Os empreendimentos hidrelétricos segundo (BIG, 2017) ,

Capítulo 2. Revisão da Literatura 18

tanto as grandes usinas como as pequenas usinas hidrelétricas são responsáveispor 64,6% da produção nacional de energia elétrica, o que corresponde a 98 GW.

Outra grande fonte de geração de energia elétrica são termoelétricas que, se-gundo dados do (BIG, 2017), são divididas por tipos de combustíveis: fóssil, biomassae outros, e energia nuclear. Dentre os combustíveis fósseis temos os óleos combustível,diesel e ultra viscoso, os gases natural e de refinaria, e o carvão mineral. A somada potência total instalada dessas termoelétricas que consomem estes combustíveisrepresentam 70,8% da capacidade total das usinas termelétricas em operação no país.As usinas termelétricas que utilizam biomassa como fonte de energia (consumindocarvão vegetal, resíduo de madeira, bagaço de cana-de-açúcar, casca de arroz, licornegro e biogás) correspondem a 27,1% da capacidade total. Os demais combustíveisclassificados como “outros” totalizavam 2,1% da capacidade total das usinas terme-létricas e são constituídos por: gás de alto forno, gás de processo, enxofre, efluentegasoso e gás siderúrgico. A capacidade de geração das usinas nucleares Angra I eII tem uma participação de 1,31%, correspondendo a 2 GW . Apesar do expressivopotencial eólico, divulgado no Atlas do Potencial Eólico Brasileiro (ANEEL, 2008), opaís ainda explora pouco este potencial, representando hoje 6,96% da capacidadetotal instalada, com 10,3 GW, agindo como complemento sazonal entre regimes devento e hidrológico, em especial na região Nordeste. A radiação solar pode ser utilizadadiretamente como fonte de energia térmica e, também, pode ser convertida em energiaelétrica. Recentemente têm sido investido no aproveitamento da energia solar no Brasil,particularmente por meio de sistemas fotovoltaicos de geração de eletricidade, porémainda é uma fonte de geração muito pouco aproveitada se levado em conta todo opotencial de geração que poderia oferecer de forma limpa. Atualmente segundo (BIG,2017) , há 44 usinas fotovoltaicas em operação no país, contribuindo com 0,02% daenergia elétrica total produzida.


Tabela 1 – Empreendimentos em operação

Tipo QuantidadePotência Outorgada

(kW)Potência Fiscalizada

(kW)%

CGH 604 517.024 517.695 0.34

CGH 421 10.316.138 10.564.542 6.96

PCH 435 4.962.787 4.951.503 3.26

UFV 44 27.761 23.761 0.02

UHE 219 101.138.278 92.605.229 61.02

UTE 2950 42.842.137 41.110.638 27.09

UTN 2 1.990.000 1.990.000 1.31

Total 4675 161.794.125 151.763.368 100

BIG - Banco de informações de geração

Geração distribuída

Segundo (VERGILIO, 2012), apesar do termo geração distribuída parecer seralgo novo para nós, seu uso começou graças a Thomas A. Edison que em 1882,criou o primeiro sistema de geração de energia em Nova York. A primeira centralde geração de energia elétrica foi construída na Rua Pearl Street, provia energiapara aproximadamente 59 clientes em uma área de 1km². Basicamente, este é oconceito mais simples de geração distribuída: uma fonte de geração localizada próximaà carga.Com o desenvolvimento dos transformadores, o uso da corrente alternadalogo conquistou seu espaço possibilitando o atendimento de cargas distantes do localde geração. Surgiram assim, grandes sistemas de energia que apresentavam maiorconfiabilidade, desde usinas geradoras de energia elétrica a sistemas de transmissãocapazes de atender a demandas de proporções continentais, como é o caso do SistemaInterligado Nacional, apresentado na Figura 1.


Figura 1 – Sistema interligado nacional SIN

BIG - Banco de informações de geração

O crescimento populacional e o avanço tecnológico, geram um aumento dademanda de energia cada vez maior. Quando o crescimento da demanda ultrapassaa capacidade de geração do sistema de energia, torna-se necessário a construçãode novas unidades de geração de grande porte, e também de sistemas para a trans-missão e distribuição desta nova parcela de energia. Tal modelo passou a ser ques-tionado com o surgimento de novas tecnologias que promovem a redução do custoda energia gerada, além dos inúmeros impactos ambientais associados à sua im-plantação. Com isso, a geração distribuída passou a ser cada vez mais valorizada.Segundo (VERGILIO, 2012) há dois conceitos distintos de possibilidade da atuaçãoda GD: fonte de energia e reserva descentralizada. Atuando como fonte de energia,o intuito é gerar energia para cargas próximas, seja para autoconsumo (industrial,


predial, público – hospitais, aeroportos), com ou sem produção de excedentes ex-portáveis, seja para suprir necessidades locais de distribuição de energia. Já comoreserva descentralizada a GD tem o intuito de atender várias necessidades do sistema,tais como: excesso de demanda de ponta, melhoria das condições qualitativas dofornecimento em regiões com problemas de atendimento e cobertura de apagões.

O uso da geração distribuída apresenta vantagens tanto para o consumidorfinal, quanto para a concessionária de energia e o gerador, sendo algumas dessasvantagens em virtude da proximidade aos locais de consumo. (VERGILIO, 2012) citaentre as vantagens do uso da geração distribuída as seguintes vantagens: existênciade reservas de geração e diminuição das perdas na rede de transmissão/distribuição,proporcionando maior estabilidade ao sistema; redução dos riscos de planejamento,dos investimentos e do tempo para implantação de novas centrais, devido ao tamanhoreduzido das mesmas; podem ser implementados geradores de emergência; aumentoda confiabilidade do suprimento aos consumidores próximos à produção local por adici-onar fonte não sujeita a falhas na transmissão e distribuição, garantindo a continuidadedo mesmo. Além de suprir a energia localmente, a GD desempenha um papel impor-tante para o conjunto do Sistema Interligado, até mesmo quando não é despachada,pois aumenta as reservas de potência junto a essas cargas, reduzindo os riscos deinstabilidade e aumentando a confiabilidade do suprimento. Mas o uso da GD tambémtem algumas desvantagens , como maior complexidade da coordenação da proteçãodo SIN, maior necessidade de planejamento e operação do sistema elétrico, aumentoda complexidade em administrar o sistema , contratual e comercial; o aumento do custode geração de energia e também no custo de manutenção das centrais geradoras deenergia em virtude da quantidade e distância entre as mesmas.

Futuro da geração no Brasil

Segundo (EPE, 2017) até 2050, a demanda por energia elétrica no Brasildeve triplicar. Para (COSTA, 2015) atendê-la com um sistema confiável, sustentávele acessível aos consumidores é um desafio. E ao mesmo tempo, apresenta umasérie de boas oportunidades não só de negócio, mas de desenvolvimento da indústrianacional, de formação de mão de obra qualificada e de inclusão social. Segundonúmeros de (COSTA, 2015), até 2020, projetos de produção descentralizada de energia- em unidades menores, mais ágeis e próximas de quem vai usar a força produzida- receberão investimentos da ordem de US$ 200 bilhões em todo o mundo. Trata-sede uma boa opção no Brasil para complementar a oferta de energia em horáriosde pico em indústrias. Segundo dados da (AMCHAM, 2016) os investimentos dosetor elétrico devem chegar perto de 500 bilhões de reais até 2026, de acordo comWilson Ferreira Junior, presidente da Eletrobras. “Estamos falando de 75 mil MW


(megawatts) a serem instalados nos próximos dez anos, o que equivale a quase oitousinas de Itaipu. Para geração dessa energia, os investimentos necessários devemchegar a 270 bilhões.Segundo (BIG, 2017) está prevista para os próximos anos umaadição de 24.620.283 kW na capacidade de geração do País, proveniente dos 236empreendimentos atualmente em construção e mais 584 em empreendimentos comconstrução não iniciada.

Tabela 2 – Empreendimentos em construção

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) %

CGH 2 1.298 0.01

EOL 151 3.549.100 38.81

PCH 28 373.411 4.08

UFV 21 616.000 6.74

UHE 7 1.922.100 21.02

UTE 27 1.332.502 14.57

UTN 1 1.350.000 14.76

Total 236 9.144.411 100

BIG - Banco de informações de geração 2017

Tabela 3 – Empreendimentos com construção não iniciada

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) %

CGH 43 36.631 0.24

EOL 181 4.155.070 26.85

PCH 123 1.591.030 10.28

UFV 90 2.364.397 15.28

UHE 8 731.540 4.73

UTE 138 6.597.154 42.63

Total 583 15.475.872 100

BIG - Banco de informações de geração 2017


2.2 Definição PCH

Inicialmente a Resolução n° 394 de 04/12/1998 da ANEEL caracterizava comoPCH toda a usina hidrelétrica de pequeno porte cuja capacidade instalada fosse supe-rior a 1 MW e inferior a 30 MW, com área de reservatório inferior a 3 km2. Por meio daLei n° 13.097/2015, que, entre outros assuntos, alterou a legislação do setor elétrico,foram feitas mudanças na regulação das autorizações para as PCHs. A principal alte-ração foi aumentar a capacidade mínima dos projetos desses empreendimentos de 1MW para 3 MW. De acordo com a nova legislação, o aproveitamento de potencial hi-dráulico destinado a produção independente ou autopromoção de energia, mantidas ascaracterísticas de PCH, passou a ser de potencia superior a 3MW e igual ou inferior a30 MW.

Segundo (MINASENERGIA, 2015) uma PCH típica normalmente opera a fiod’água, isto é, o reservatório não permite a regularização do fluxo d’água. Com isso,em ocasiões de estiagem, a vazão disponível pode ser menor que a capacidade dasturbinas, causando ociosidade. Em outras situações, as vazões do rio são maioresque a capacidade nominal das maquinas, permitindo que parte da água passe pelovertedouro. Apesar de normalmente as PCHs operarem a fio d’água, em alguns casospode contar com um reservatório do tipo fio d’água ou de acumulação e ser classificadapela área do reservatório, segundo o manual de Diretrizes para Estudos e Projetos dePCHs (ELETROBRAS, 2000).

Figura 2 – PCH de acumulação

MINASENERGIA

As usinas a fio d’água são utilizadas quando as vazões de estiagem do rio sãoiguais ou maiores que a vazão necessária para atender ao valor nominal de potênciainstalada das turbinas. Nesse caso, despreza-se a área do reservatório criado pela


barragem. Esse tipo de PCH apresenta a não necessidade de estudos de regulariza-ções das vazões e facilidades na elaboração do projeto. As PCHs de acumulação sãoutilizadas quando a vazão de estiagem do rio é inferior a necessária para operaçãonominal das turbinas ou quando é necessário o controle das vazões de cheia a fim dese evitar as inundações e para contenção da água.

Figura 3 – PCH fio d‘água

MINASENERGIA

Funcionamento e descrição de uma PCH

As PCHs são construídas geralmente em rios de pequeno e médio porte quepossuam desníveis significativos o suficiente para gerar potência hidráulica para mo-vimentar as turbinas da usina, a turbina por sua vez acionará o gerador elétrico,transformando a energia cinética de rotação em energia elétrica. A energia geradaentão é levada, dos terminais do gerador até o transformador elevador, onde sua tensãoserá elevada e levada por meio de linhas de transmissão, até os centros de consumo.A tensão precisa ser elevada para reduzir as perdas através dos fios condutores daslinhas de transmissão. Os principais componentes que compõem a estrutura civil deuma PCH, e suas respectivas funções, são citados a seguir:

• Reservatório: acumula água para regularizar o rio e garantir a vazão mínima parafuncionamento das turbinas.

• Vertedouro: controla o nível do reservatório impedindo que a água passe por cimada barragem, danificando sua estrutura e inunde as instalações.

• Barragem: tem a função de reter a água, criando artificialmente um desnível. Nocaso das PCHs podem ter a função de acumulação, ou só de desviar parte davazão para o canal de adução.


• Tomada d’água: estrutura, geralmente construída de concreto, responsável pelacaptação de água do reservatório.

• Canal de adução: sua função é levar a água do reservatório da tomada d’água àcâmara de carga.

• Câmara de carga: elemento que liga o canal de adução ao conduto forçado.

• Conduto forçado: conduz a água sob pressão do trecho mais inclinado até a casade máquinas, onde irá movimentar as turbinas.

• Casa de máquinas: onde são instalados os grupos geradores (turbina e geradorelétrico) e os equipamentos de controle; em alguns casos pode abrigar ainda osequipamentos elétricos de transmissão.

• Canal de fuga: devolve ao leito do rio a vazão de água que passou pela turbina.

Alguns dos principais componentes podem ser observados na figura abaixo,que representa o esquema de operação de uma PCH.

Figura 4 – Esquema de uma PCH

CERPCH

Vantagens das PCHs e importância no setor brasileiro de energia

É de interesse mundial a utilização de fontes renováveis para a produção deenergia e, de preferência, que resultem em mínimo impacto ao meio ambiente, priori-zando a geração sustentável; esta é uma das principais vantagens no uso das PCHs.


Em tempos onde é discutida a diminuição da emissão de gases (CO2, CH4, entreoutros) na atmosfera terrestre, já existem PCHs que comercializam créditos de carbono,provando sua sustentabilidade. Contribuem, ainda, com a diminuição da emissão degases de efeito estufa ao substituir fontes térmicas fósseis que ainda são responsá-veis por boa parte da geração no Brasil. (VERGILIO, 2012) diz que outra importantevantagem seria a descentralização na geração de energia, possibilitando um melhoratendimento às necessidades de carga de pequenos centros urbanos e regiões rurais,pois complementa o fornecimento realizado pelo sistema interligado. Podemos citarainda: custo acessível, prazo reduzido de construção devido às obras civis de pequenoporte, disponibilidade de tecnologias eficientes, redução nas perdas do sistema elétricoe desenvolvimento regional.

As facilidades oferecidas pela Legislação têm papel significativo; dentre os bene-fícios, podemos citar: necessidade apenas de autorização da ANEEL para implantação;redução de 50% para as tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e dis-tribuição; garantida participação nas vantagens técnicas e econômicas da operaçãointerligada; isenção do pagamento da compensação financeira pelo uso dos recursoshídricos.

Comparando com as UHEs, as PCHs tem vantagens e desvantagens. Por seremmenores,são mais baratas de construir e levam menos tempo para serem construídas,trazem retorno mais rápido do investimento, causam um dano ambiental menor porserem construções menores e principalmente por não terem reservatório ou quandotem a área alagada é muito pequena quando comparada ao de uma UHE ,podem serconstruídas em rios com menor vazão e assim possibilitando o aproveitamento parageração de rios que não comportam uma UHE, tem incentivos fiscais que as UHE nãotem , além de ter menos burocracia para serem liberadas para construção e operação.

2.3 Custos PCH

Quando falamos dos custos envolvidos na construção de pequenas centraishidrelétricas podemos de forma simplificada dividir os custos em três principais gruposque compõem os custos da usina,que são: equipamentos eletro-mecânicos, obras civise sócios-ambientais. Esta divisão também se aplica a repotenciacao ou modernização,obviamente com custos relativamente menores devido ao fato que muitos dos custosprincipalmente com obras civis e equipamentos pesados não entram nos custos derepotenciação ou modernização, ou tem um custo bem menor do que em usinas emconstrução.

A Tabela a seguir apresenta a atual composição de custos para a construçãode novas usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH) e, para titulo de comparação, e apróxima tabela apresenta a composição de custos,especificamente, para uma pequena


usina hidrelétrica.

Tabela 4 – Divisão custos de uma usina hidrelétrica

Item de custo % do custo total

Custo direto 85,5

Meio ambiente 13,3

Obras civis 40,6

Equipamentos 31,6

Custo indireto 14,5

Custo total 100

EPE - Empresa de pesquisaenergética

Tabela 5 – Divisão custos de uma PCH

Item de custoCustos médios

(R$/kW)% do custo

total

Obras civis e componentes hidromecânicos 2153 42

Componentes eletromecânicos, acessórios e linhasde transmissão

1600 30

Equipamentos diversos 103 2

Custos indiretos 870 17

Custos financeiros 465 9

Custos totais 5150 100

OLIVEIRA,M

Abaixo segue uma descrição mais detalhada de cada um dos três grupos quecompõem os custos de uma pequena central hidrelétrica:

• Custos com equipamentos eletro-mecânicos: Compreende os custos, principal-mente, com: turbinas e geradores; ensaios, montagem e comissionamento deturbinas e geradores; transformadores ; comportas, condutos forçados, grades


de proteção, equipamentos elétricos, relés de proteção, automação, equipamen-tos dos serviços auxiliares,bombas, instalação e montagem dos equipamentoselétricos e mecânicos e acessórios.

• Custos com obras civis: Engloba os custos, principalmente, com: construção dabarragem, diques, vertedouro, obras para desvio do rio (ensecadeiras, galerias,tuneis), tomada d’água, casa de força, além da infraestrutura de acesso (estradase pontes), subestação, benfeitorias na área da usina, entre outros.

• Custos sócios-ambientais: Inclui custos, principalmente, com: aquisição de terre-nos e benfeitorias, relocações de infraestrutura e população e programas socio-ambientais, como limpeza do reservatório, conservação da fauna e flora e apoioa comunidades indígenas e tradicionais.

Para demonstrar o peso de cada um dos itens relacionados acima, segue abaixodemonstrativo dos custos de construção da PCH caçador no Rio Grande do sul de25MW, os dados foram retirados do trabalho de (MORAES, 2010):

Tabela 6 – Despesas pré-operacionais

Consolidação projetobásico

530.000

Projeto executivo 1.550.000

Administração 1.300.000

Engenharia doproprietário

1.700.000

Seguros de engenharia 905.000

Seguro garantia 1.368.000

Licenciamentos 90.000

Topografia 80.000

Total em R$ 7.523.000

MORAES,B

Investimentos em ativos fixos:


Tabela 7 – Investimento em ativos fixos em reais

Acesso 7.500.000

Meio ambiente 4.950.000

Programas ambientais 1.750.000

Compra de terras 1.800.000

Recuperação das áreasalagadas

800.000

Desmatamento do lago 600.000

Obras civis 51.864.610

Barragem/Tomada d’água 9.000.000

Casa de força 7.150.000

Subestação 286.680

Desvio do rio 820.000

Outros 4.920.000

Concretagem túnel e muretas 475.000

Cimento, aço, brita e areia 6.855.000

Execução dos túneis 15.700.000

Chaminé de equilíbrio 830.000

Tratamentos (encostas) 5.300.000

Serviços diversos 527.930

Equipamentoseletromecânicos

28.355.788


Acesso 7.500.000

Turbinas e geradores 12.800.000

Equipamentoshidromecânicos

4.850.000

Auxiliares mecânicos 1.370.000

Elétrica 5.200.000

Instalação e montagem 4.135.788

Linha de transmissão 2.841.000

Contingência 2.865.342

Investimento em ativosfixos

98.376.740

MORAES, B

Vemos que os custos com obras civis realmente representam em torno de50% do custo total do empreendimento e os equipamentos eletromecânicos em tornode 30% sendo que quase metade disso vem dos custos das turbinas e geradores.Também podemos ver que a PCH caçador segue o padrão de custos para PCH ficandoo investimento a cada MW entre 4 e 6 milhões de reais.

Custos O&M

Os custos operacionais de uma pequena central hidrelétrica é formado por todosos custos e encargos necessários para a operação e manutenção da usina, (MORAES,2010) enumera os seguintes custos operacionais:

• “ Manutenção e Operação: despesas referentes a serviços rotineiros de manu-tenção e operação da usina. São gastos operacionais, como custos e saláriosda produção, e também envolvem os desembolsos necessários para a manuten-ção, como inspeções, gastos com conservação da usina e estradas, óleo diesel,extintores, entre outros.

• Peças Sobressalentes: como qualquer empresa, algumas máquinas e peças sedesgastam com o tempo, as peças precisarão estar devidamente armazenadasno almoxarifado, para que a geração não pare por qualquer problema.

• Ferramentas: também devem ser adquiridas no início da operação comercial.


• Seguros: anualmente deverá ser contratado o seguro para cobertura de ris-cos operacionais/lucro cessante que assegurara o empreendedor contra algumprejuízo ocasionado pela parada da operação da usina.

• Despesas Ambientais: além do primeiro projeto enviado a FEPAM, surgirão outrasnecessidades ambientais que serão realizadas durante o período de operaçãocomercial.

• Despesas Administrativas: servem de apoio a atividade fim do projeto, gastos comtelefonia, informática, centro de controle, manutenção de veículos, combustível,hotel, correios.

• Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição: será paga a Taxa de Uso do Sistemade Distribuição (TUSD) mensalmente. Esta taxa é cobrada de acordo com o kWinstalado. As PCHs tem uma vantagem nesse quesito, já que como forma deincentivo o Governo Federal decretou que seja dado 50% de desconto. O valorpago depende da distribuidora da região. O cálculo e feito dessa forma: TUSD xEnergia Instalada (kW) x 50%;

• Taxa de Fiscalização da ANEEL: é cobrada uma taxa fixa mensal de 0,5% sobrea receita bruta pela ANEEL.”

De (SILVA, 2009) 1º seminário da ANEEL CEMAT podemos tirar os dados sobrecusto de O&M de algumas PCHs,segue abaixo:

Tabela 8 – Custos O&M PCHs em R$/MWh

PCH Pessoal Material Serv. terceiros Depreciação Outros Total

Juína (4,53 MW) 9,71 1 2,56 12,01 2,18 27,45

BraçoNorte(5,49 MW)

5,06 1,53 2,54 10,69 0,15 19,97

Casca III (12,42MW)

8,8 0,81 3,74 11,46 2,5 27,31

Primavera (7,81MW)

4,33 0,82 2,54 8,84 0,11 16,64

Eletrobras

Podemos notar que desconsiderando os custos referentes a depreciação, oscustos com pessoal são mais da metade do custo de O&M, mostrando que o gasto compessoal é o mais relevante na operação e manutenção das usinas. Segundo estudo


do (MELO; CASTRO, 2006) os custos de O&M variam de acordo com a idade daUsina,quanto mais velha a usina maiores os custos, são inversamente proporcionais aonível de modernidade da usina e também inversamente a potência total, como podemosverificar no anexo 1.

2.4 Modernização PCH

Fatores como a idade das pequenas centrais hidrelétricas, muitas com mais de30 anos, e o aumento da consciência ambiental, a modernização e a repotenciaçãode pequenas centrais hidrelétricas tornam-se alternativas realmente atraentes paraatender à crescente demanda de energia no Brasil, que segundo dados da (ANEEL,2008) aumenta em torno de 4 a 5% ano, contribuindo com a eficiência e confiabilidadedo sistema de energia, com menores investimentos e impactos ambientais em relaçãoa construção de novas pequenas centrais hidrelétricas.

A geração de energia elétrica, através de pequenas centrais hidrelétricas, se-gundo (RIBEIRO, 2005) tornou-se mais comum no Brasil a partir da década de 30 eposteriormente década de 80. Se por um lado a instalação de novas pequenas centraispropiciam o incremento de energia renovável e não poluente ao sistema elétrico brasi-leiro, por outro, suas construções causam impactos ambientais que devem ser levadosem conta na prospecção de novas usinas.

Segundo (RIBEIRO, 2005) o crescente aumento da consciência ambiental pelasociedade, de que a preservação da natureza é uma das bases do desenvolvimentosustentável, acrescentada da necessidade de melhorar o desempenho das centraishidrelétricas com baixo impacto ambiental, motiva a consideração das práticas demodernização e repotenciação.

O conceito de modernização para (RIBEIRO, 2005) pode ser explicado comosendo a substituição de tecnologia, ou seja, a troca de equipamentos de controleanalógicos por equipamentos de controle digitais, substituição dos componentes eletro-mecânicos antigos dos geradores e turbinas por novos componentes com tecnologiasmais recentes, substituição de componentes mecânicos por componentes hidráulicos,os quais irão proporcionar um aumento da confiabilidade do sistema, sem que ocorraum acréscimo de potência instalada à central. Por outro lado, entende-se a repoten-ciação como sendo o aumento da potência instalada, acompanhada ou não de umamodernização.

A busca em aumentar a confiabilidade dos equipamentos e do sistema deforma geral e o aumento da geração total de energia, tornam a modernização e arepotenciação, atrativas alternativas de investimentos, com custos menores que os daconstrução de novas centrais, devido a diminuição muitas vezes total de custos com


obras civis.Alguns dos benefícios conseguidos com a modernização são: a reduçãode paradas não programadas e de ações corretivas, a possibilidade de operação“desassistida”, bem como o aumento da vida útil dos equipamentos, possibilitandoassim uma redução dos custos com manutenção e operação.

A análise econômica é um fator importante na decisão de se modernizar umausina , considerando a idade das centrais que necessitam de manutenção mais minuci-osa e prolongada por fatores de obsolescência e mão de obra qualificada. O aumentode geração torna-se outro fator importante, na maioria dos casos, não gerando custoscom desapropriação, da construção da barragem e demais estruturas civis. Outro pontopositivo de um processo de modernização e o fato de que o projeto e a fabricaçãodos equipamentos são executados com a central em operação e, por meio de paradasprogramadas, permite a execução da modernização ou repotenciação em períodosonde os custos do processo podem ser menores em virtude da indisponibilidade.

(RIBEIRO, 2005) cita como causa da alta indisponibilidade de algumas unidadesgeradoras mais antigas e que usam tecnologias analógicas e mecânicas e possuem boaparte do processo sem qualquer automação, a constante necessidade de manutençãoe reparos em equipamentos antigos, que cada vez mais são mais difíceis de manterpor falta de peças de reposição e mão de obra qualificada, além das paradas nãoprogramadas por quebras dos equipamentos. (RIBEIRO, 2005) relata em um relatórioque antes dos trabalhos de modernização, o número de paradas não programadas eprogramadas resultaram índices de disponibilidade abaixo de 73 %. Após a completarealização da modernização, tendo em vista dados sobre o comportamento normaldas unidades, os índices de disponibilidade atingirão patamares em torno de 98%,representando um aumento de 25%.

Após discutir as conceituações e considerações de vários autores sobre a moder-nização de usinas hidrelétricas, (PINTO, 2009) afirma que o processo de modernizaçãonão possui, de forma sistemática, uma metodologia especifica definida para sua analisee avaliação, apesar de envolver, frequentemente, despesas anuais, superiores aquelasgastas no processo rotineiro de manutenção. Contudo reforça que a modernizaçãopermite uma sobrevida de 30 anos de uma central hidrelétrica, a um custo médio deaproximadamente 14% do custo de uma nova central, com custos de O&M reduzidos.

É possível fazer a modernização sem repotenciação, porém é muito improvávelque se realize uma repotenciação sem um processo de modernização junto, visto queos ganhos com a repotenciação dependem parcial ou integralmente das condições doscontroles e outros equipamentos da central, já que os processos são interligados e nãodependem de apenas um equipamento, mas sim do conjunto.

Um levantamento elaborado por (AMARAL, 1999), considerou que havia noBrasil em torno de 1.858 PCH‘s (na época do estudo a legislação caracterizava como


PCH as centrais com mais de 1MW instalado,então muitas dessas PCHs citadas hojesão classificadas com CGH, identificadas e que correspondiam a uma capacidade totalinstalada de 1.111,3 MW. Deste total, 1.089 centrais tinham suas condições operacio-nais desconhecidas, 428 estavam abandonadas, 7 centrais encontravam-se em fasede reativação, 3 estavam sendo reformadas e apenas 331 centrais, correspondendo a604,7 MW, encontravam-se em operação.

O custo gerado pela indisponibilidade deve ser considerado na análise de viabili-dade econômica de um processo de modernização. Como o tempo de indisponibilidadeparcial ou integral da central, durante a implementação das mudanças, gera custos pora receita estar parcialmente ou totalmente comprometida durante o processo, o custode indisponibilidade poderá pesar substancialmente no custo total da modernização,podendo ate inviabilizá-la. O tempo de indisponibilidade na usina gerado pelo processode modernização,é curto se comparado ao tempo necessário para construção deuma nova PCH podendo variar, teoricamente, de 2 a 12 meses. Uma vantagem namodernização das PCHs em relação as UHEs, é que para UHEs como o montantede energia que é comercializado é muito maior em relação a uma PCH e o tempo deparada para se fazer uma modernização também é maior visto pelas proporções dausina e dos equipamentos, tornando os custos de indisponibilidade um fator muito maisrelevante para as UHE do que para as PCHs.

Motivação

Após muitos anos em operação, os sistemas de uma usina podem apresen-tar problemas que comprometam a geração de energia. Além da queda na geração,existem novos requisitos e necessidades a serem cumpridas pela geradora de ener-gia, como por exemplo a lista de pontos que deve ser disponibilizada para controleremoto da ONS que opera o SIN, tema que será abordado mais detalhado mais parafrente. Uma forma de resolver isso é através das modernizações, segundo (MENDES,2011) elas podem recuperar os índices de qualidade dos sistemas e também incluirnovos recursos neles. A falta de peças sobressalentes, a obsolescência dos equipamen-tos, a baixa disponibilidade e os altos custos são frequentemente as forças que levamas concessionárias de energia ao processo de modernização das usinas. Existem alémdos motivos já citados anteriormente para modernizar os sistemas das centrais, outrosque (MENDES, 2011) lista como sendo:

• “ acompanhar o estado da arte e usar novas tecnologias disponíveis no mercado;

• melhorar a supervisão, com a aquisição de mais estados binários e variáveisanalógicas e também com IHM mais amigável e flexível;

• aumentar a visibilidade e a comunicação com outros sistemas;


• facilitar a operação, até mesmo automatizar algumas atividades que eram manu-ais;

• possibilitar operação remota plena, concentrando a supervisão e o controle;

• melhorar as respostas estática e dinâmica do processo de geração de energiaelétrica;

• diminuir a indisponibilidade programada, aumentando o período e reduzindo otempo de parada para manutenções periódicas (preventivas);

• diminuir a indisponibilidade forçada (devido a falhas);

• reduzir custos de manutenção;

• aperfeiçoar a operação da instalação reduzindo o numero de operadores neces-sários (e reduzir custos de operação);

• aumentar a segurança operacional, para as pessoas e instalações;

• possibilitar a renovação do quadro de empregados (devido as aposentadorias,por exemplo);

• estender o tempo de vida útil da instalação com melhor desempenho (em conjuntocom medidas similares nos outros sistemas e equipamentos);

• usar sensores e atuadores mais modernos (melhores que os antigos);

• aumentar a potencia e geração de energia, trabalhando mais próximo dos limites.”

Ao trocar um sistema de automação elétrica convencional ou até mesmo me-cânico para um sistema numérico digital são obtidas também todas as vantagensdescritas por (LIMA, 2002):

• Exatidão: Os sistemas digitais como um todo, possuem a vantagem de possuirgrande exatidão na realização de medidas de grandezas analógicas. Utilizandofiltros e conversores analógicos com grande resolução (de 10 a 16 bits), consegue-se a aquisição de sinais sem nenhum ruído ou interferência.

• Confiabilidade: Como se tratam de equipamentos que não possuem partesmecânicas móveis ou excessivos contatos elétricos, não há desgastes no equipa-mento digital, os custos e necessidades de manutenção ficam reduzidos quandocomparados aos convencionais analógicos e mecânicos. O próprio equipamentoemite alertas em caso de falhas de funcionamento ou problemas de operação,facilitando a manutenção e prevenção.


• Manutenção: Graças a rotinas internas de autodiagnóstico e checagem, osequipamentos podem emitir alarmes ou sinalização em caso de falhas, indicandoos possíveis pontos de defeito, e os meios para reparo.

• Versatilidade: Os sistemas analógicos tradicionais possuem determinada função emodo de operação.Um exemplo é o intertravamento de processos, ao invés de seutilizar dispositivos como contatores e relés eletromagnéticos para realizar umalógica, pode-se utilizar um simples PLC com programação adequada. Em casode mudança no processo, não é necessário reconstituir toda a lógica de relés,basta reprogramarmos o PLC. Diferentemente dos equipamentos analógicos,os sistemas digitais são versáteis pois podem ser facilmente reconfiguradospara novas situações e mudanças na operação. Outro quesito a ser levadoem contra é o fato de um sistema digital poder exercer diversas funções. Porexemplo, um mesmo equipamento de proteção diferencial de transformadorespode fazer ainda a proteção de sobrecorrente, monitoração de temperaturas dotransformador,detecção de condições de “inrush” para evitar atuação indevida,etc.

• Interoperabilidade: Um dos recursos mais notáveis dos equipamentos digitais sãosuas capacidades de comunicação com os outros equipamentos e subsistemas.Este é um fator importante para permitir a fácil automação do processo. Asinformações digitais podem ser ainda facilmente armazenadas e eventualmentetransmitidas a outros sistemas de operação.

Apenas isso muitas vezes já justifica as modernizações de sistemas conven-cionais. Segundo (MENDES, 2011) considerando o custo global de longo prazo, amodernização de usinas hidrelétricas é um investimento lucrativo. Os custos do investi-mento são rapidamente absorvidos pela redução do tempo de indisponibilidade dasunidades geradoras. O aumento da eficiência e diminuição dos custos de operação ede manutenção, também contribuem para o retorno do investimento. De modo geral, oinvestimento é recuperado dentro de 3 a 5 anos ou até mais cedo.

Motivos que levam a modernização

No trabalho de (MENDES, 2011), ele fez uma pesquisa com as principaisempresas do setor de geração de energia elétrica e fez um levantamento de quais eramos principais motivos que levavam a empresa a querer realizar uma modernização emsuas centrais hidrelétricas, segue abaixo gráfico:


Figura 5 – Principais motivos para modernização de usinas

M MENDES 2011

Os 2 motivos que ficaram no topo foram obsolescência (não atende novasfunções /necessidades) e falta de peças sobressalentes com 97% de peso. Note que,esses dois motivos estão atrelados: a falta de peças sobressalentes e um indicativoque o sistema esta obsoleto. Em seguida, os motivos mais relevantes foram: falta deassistência técnica no mercado, muitos anos em operação e alto custo de manutenção,com em torno de 70% de peso cada. Os dois primeiros também estão associados aobsolescência. O último, em parte, esta associado a falta de peças sobressalentes.Verifica-se que pouco antes do desaparecimento completo das pecas sobressalentesdo mercado, o custo delas é bem elevado. Na sequência foi apontado como motivopara a modernização, com 59%, a manutenção demorada - alto MTTR.

2.5 Automação PCH

2.5.1 Serviços Auxiliares

A segurança, o bom funcionamento e geração de uma central dependem emgrande parte da confiabilidade do fornecimento de energia aos serviços auxiliares.Estes, por sua vez, necessitam de um sistema de alimentação eficiente e continuado,tanto em corrente contínua como em corrente alternada, mesmo em condições de


parada total ou interrupção de fornecimento externo. As condições para partida, ope-ração e parada de uma central passam necessariamente, pelo bom funcionamentodestes serviços. (LIMA, 2002) menciona que os sistemas auxiliares são responsáveispela alimentação de circuitos fundamentais para o bom funcionamento dos principaiscomponentes da central, dentre os quais pode-se citar: refrigeração de geradores etransformadores, sistema de ar comprimido, unidades de óleo hidráulico, refrigeraçãode óleo de mancais, circuitos de comando e controle de sistemas térmicos e elétricos,sistema de excitação, etc.Tais sistemas são alimentados em corrente alternada e emcorrente contínua.

Corrente Alternada

O fornecimento de tensão em corrente alternada necessária aos sistemasauxiliares normalmente é proveniente de uma ou duas fontes de alta tensão, para proveruma maior confiabilidade a operação dos sistemas que dependem desse fornecimento.

Segundo (LIMA, 2002) os transformadores para serviços auxiliares devemser dimensionados para atender ao ciclo de carga mais desfavorável, nas diversascondições de operação, não ultrapassar os valores de queda de tensão admissível paracontinuidade de operação dos motores durante uma transferência automática e atenderàs condições de ponta de carga sem redução da vida útil. Sendo assim, a seguir sãoapresentadas algumas configurações adotadas para atender este objetivo:

• Conexão aos terminais do gerador à tensão de geração: Faz uso de um transfor-mador abaixador ligado diretamente aos terminais do gerador elétrico e garanteelevado grau de segurança, contudo não pode ser usado para a partida, sendonecessária a alimentação de um sistema externo

• Conexão dos terminais do gerador através de disjuntor: Neste caso, a partida éviabilizada pelo sistema externo, já que o paralelismo do gerador será efetuadopelo seu disjuntor.

• Conexão a partir do sistema principal de alta tensão: Esse esquema toma atensão do próprio barramento principal, implicando em maiores gastos com aintrodução de uma vão adicional à subestação, incluindo o transformador e odisjuntor.

• Fontes de geração auxiliares: Esses tipos de arranjos, embora apresentem custosadicionais em obras civis, elétricas e mecânicas, tornam-se alternativas bastanteconfiáveis por utilizar um grupo diesel-elétrico acionado em casos de emergência


para partida ou parada de central. (LIMA, 2002) diz que geralmente o empregode grupos geradores atende a duas situações básicas. A primeira refere-se àsemergências: quando há uma interrupção da energia fornecida pela rede externa,fazendo com que o equipamento entre em funcionamento automaticamente,permitindo que a central continue a funcionar. Nesse caso, é comum o abaste-cimento somente de pontos vitais, como as áreas coletivas e de segurança. Nosegundo caso, é utilizado nos horários de ponta, das 17 às 20 horas, quandoo consumo é maior e o custo da energia é alto. Nesse período, o equipamentoentra em funcionamento, geralmente, para suprir parte da carga necessária parao abastecimento.

Corrente Contínua

A necessidade de um sistema simples e de menor custo para o controle daspequenas centrais, nos leva a escolha de um sistema constituído por uma únicabateria trabalhando em paralelo com uma unidade retificadora segundo (LIMA, 2002).Quando for necessário uma maior confiabilidade deve-se adotar um sistema comdois carregadores de baterias para dois conjuntos de baterias e barramentos e doisretificadores.

2.5.2 Supervisão e Automação de uma PCH

Um dos principais quesitos a ser considerado para se escolher um sistema desupervisão e controle para uma PCH é o custo da solução, e o retorno econômico queela pode trazer. Basicamente é escolhido entre duas possibilidades: a operação con-vencional, feita de forma manual por operadores ou a automação ou semi-automaçãoda PCH.

Com o foco na eficiência e redução de custos da operação e manutenção, asemi-automação ou automação das PCH apresentam algumas vantagens:

• Menores custos operacionais comparado a operação convencional.

• Mais qualidade no processo.

• Melhor utilização dos recursos humanos.

• Maior agilidade na operação da usina.

• Melhor aproveitamento dos recursos disponíveis.

• Maior produtividade.


Nas pequenas centrais hidrelétricas, os recursos investidos para o processode automação ou semi-automação são disponibilizados levando em conta qual será aredução dos custos operacionais destas instalações (maior parte recursos humanos)e pelo ganho de receita em virtude do acréscimo de energia comercializada. Podehaver alguns casos onde a implantação deste sistema não seja economicamenteviável. Por isso as empresas que fazem automação de PCH estão sempre em busca desoluções técnicas que satisfaçam as necessidades e requisitos do processo de geração,porém com custos menores quando comparados a grandes usinas. A automação ousemi-automação de uma PCH normalmente pode ser dividida em duas partes:

• Controle da barragem ou reservatório.

• Controle da casa de força e subestação.

Semi-Automação da PCH

(LIMA, 2002) descreve a operação com semi-automação da central como: “geral-mente as transições de estado até a sincronização da máquina na rede são realizadaspelo operador da usina. Após a sincronização, a tomada de carga prefixada pode serrealizada automaticamente pelo sistema de controle. O sistema propõe, ainda, a moni-toração de algumas grandezas críticas, tais como, vibração, temperatura, velocidade,etc, através de sensores adequados, equipamentos de aquisição de dados e indica-dores de painel. Apesar de algumas limitações, essa opção também traz vantagens.De posse de um sistema indicador do funcionamento do sistema, mais moderno, otrabalho do operador se torna mais confiável e eficiente, promovendo a diminuição donúmero de operações manuais na central.” Apenas algumas variáveis principais doprocesso são monitoradas através de sensores e indicadores . Esses equipamentostem a capacidade de armazenar e mostrar o valor desejado da variável de controle,o valor atual e um limite aceitável, tanto mínimo como máximo, que quando atingidoaciona um alarme para o operador poder ser avisado. Algumas variáveis normalmentemonitoradas são:

• Temperatura do enrolamento do estator.

• Temperatura dos mancais das máquinas.

• Velocidade do gerador.

• Temperatura do óleo.

• Pressão do óleo.


• Falta no circuito dos relés.

• Nível de carga das baterias.

Segundo (LIMA, 2002) nessa semi-automação geralmente são consideradosdois procedimentos para a parada das unidades geradoras: parada de emergência,quando existem condições que coloquem em risco a integridade da unidade geradora ea parada automática que acontece com condições operacionais que permitam a paradasem rejeição de carga. Esse procedimento de parada automática permite a parada daunidade geradora de forma suave, evitando golpes de aríete causados pelo fechamentorepentino dos circuitos hidráulicos.

Automação da PCH

(LIMA, 2002) descreve a operação automatizada da central como: “tanto aparada quanto a partida para a sincronização das máquinas são realizadas automatica-mente pelo sistema de controle, independente da presença de operadores. Além disto,em sistemas totalmente automáticos, é possível a realização da otimização da geraçãoconsiderando as vazões afluentes. Esta otimização pode ser feita pelo sistema decontrole do reservatório, cujo objetivo é manter o nível do reservatório na faixa normalou de equilíbrio, controlando o mesmo através do aumento ou diminuição da geraçãodas máquinas. Geralmente o sistema de controle do reservatório realiza a supervisãodo nível do reservatório, as vazões vertida, afluente e turbinada, além de programara geração das máquinas e o vertimento pelas comportas da barragem, de forma aatender às restrições impostas pelos equipamentos (geração mínima por máquina) oupela legislação (vazão sanitária). Em situações em que o nível do reservatório atinjalimites de atenção, alerta ou emergência, o sistema de controle do reservatório podeacionar as comportas no sentido de reverter a cota para a faixa de operação normal.Essas variáveis podem ser informadas a um CLP localizado na casa de comandopróxima à barragem, que será responsável pelo controle e acionamento ON/OFF dacomporta. Utilizando-se um CLP, além das funções acima, ele estaria disponível para arealização de futuras aplicações nas imediações do reservatório, tais como o controleda limpeza da grade de proteção da comporta de superfície e o controle ininterrupto deenergia, e o controle das comportas de superfície e de entrada de água dos condutos.Em situações de emergência, o sistema de automação deve prover o fornecimentoininterrupto de energia, para o controle automático do nível do reservatório, garantindoa disponibilidade do sistema de controle, que deve estar operante sob quaisquer condi-ções, uma vez que as consequências de um mau funcionamento podem causar sériosdanos.”


Regulador de Velocidade

Segundo (LIMA, 2002) a função original do regulador de velocidade é mantero grupo gerador em rotação constante a fim de que a frequência da tensão geradaseja mantida em seu valor nominal, atuando sobre a vazão da turbina hidráulica.Sendo a potência gerada função direta da vazão da turbina, o regulador de velocidadedesempenha também papel fundamental de controle da potência ativa. Os RV podemser encontrados com concepção hidromecânica, eletrônica analógica ou digital, sempreutilizando um servo-motor para atuação no distribuidor ou injetor, dependendo do tipoda turbina hidráulica. Os reguladores eletrônicos possuem a vantagem de oferecera possibilidade de alteração e ajuste de seus parâmetros de maneira fácil, podendoincorporar diferentes funções e limites, principalmente microprocessados.

Funções Básicas

• Regulação automática de frequência/potência.

• Regulação manual para testes e manutenção.

• Limitador de abertura da turbina.

• Parada parcial sem rejeição de carga.

• Sequência automática da partida e parada.

• Supervisão de velocidade com relés de saída ajustáveis de 0 a 200% da veloci-dade nominal.

• Indicadores de posição do servomotor e de rotação.

• Aceleração ajustável na partida da turbina.

• Comandos remotos através contatos externos.

• Saídas por contatos para interface com circuitos de comando, alarme e proteção.

Regulador de Tensão

Segundo (LIMA, 2002) o comando para excitatriz, que faz variar a corrente deexcitação fornecida ao rotor do alternador, é feito automaticamente pelo reguladorautomático de tensão, que fica localizado no quadro de comando do sistema. Osreguladores de tensão têm como função principal manter a tensão da armadura emseu valor ajustado, atuando sobre a corrente de excitação do grupo gerador síncrono.


São elementos fundamentais no controle da potência reativa gerada, principalmentequando se deseja obter uma repartição apropriada da potência entre grupos geradoresconectadas a um mesmo barramento.

Funções Básicas

• Regulação automática de tensão/potência reativa.

• Regulação manual de tensão ou corrente de campo.

• Compensação de Corrente Reativa.

• Limitador de sobre-excitação.

• Limitador de sub-excitação.

2.6 Centros de operação

Segundo (QUEIROZ, 2010) entende-se por centro de operação um lugar ondese tenha ferramentas e infraestrutura que possibilitem aos operadores supervisionar,controlar e interagir com os sistemas e subsistemas que estejam sob sua hierarquia decomando. O centro de operação de um sistema de geração de energia deve ser providode recursos para que o operador tenha a capacidade de controlar todos os sistemas eequipamentos que envolvem o processo de geração na usina, desde as geradoras, ser-viços auxiliares até a subestação, sempre tendo em vista a economicidade e segurançada operação, para garantir a continuidade no fornecimento de energia. Os centrosde operação são organizados dentro de uma hierarquia de controle e classificadosde acordo com sua abrangência de operação. Os centros de menor abrangência sãochamados de centro de operação da instalação ou local (COI ou COL) e respondem aoscentros hierarquicamente acima , tais como os centros da transmissão, geração oudistribuição (COT, COG e COD), que por sua vez respondem aos centros regionais ede sistema (COR e COS).

A evolução dos sistemas computacionais e a necessidade de obter dados einformações de processos produtivos foi responsável pelo aumento da adoção de ferra-mentas de automação. Segundo (QUEIROZ, 2010) a evolução tecnológica associadaàs facilidades de telecomunicações, tornou possível a comunicação e troca de dadose informações com sistemas remotos, a partir dos sistemas locais de automação quedependendo da sua aplicação podem ou necessitam ser controlado por sistemas remo-tos. Esse controle remoto pode ser o comando de ligar ou desligar um equipamento,o envio de um valor de referência (set-point) de uma variável de controle para que osistema local opere de forma adequada, segura e de forma mais eficiente se for o caso.Esse procedimento de operação, em que um centro de operação centralizado recebe


informações e dados de vários COIs ou COLs e pode exercer sobre eles requisiçõespré-estabelecidas, gera muitos benefícios para o processo de geração, tornando possí-vel a gestão centralizada de recursos, melhorando desta forma a gestão dos recursosenvolvidos na operação, sendo recursos diretos e indiretos.

O processo de gestão, conforme descrito por (MORAES; TERENCE, 2004),envolve atividades de planejamento, organização, direção, distribuição e controle derecursos de qualquer natureza, com o objetivo de racionalizar e melhorar a eficiência deum sistema, produto ou serviço. A aplicação desse conceito aos centros de operação dosetor de geração e transmissão de energia justifica os investimentos em TI e emsoftwares de gerenciamento de energia. Investir em estrutura para viabilizar os centrosde operação remotos é uma decisão estratégica, conforme abordado por (MORAES;TERENCE, 2004) e influencia diretamente no processo de tomada de decisão dosoperadores em tempo real.

Conforme descrito por (QUEIROZ, 2010) a dinâmica do SIN e o modelo seguidopela ANEEL para remunerar e penalizar as empresas de geração e transmissão deenergia levam em conta a disponibilidade e continuidade na geração e transmissãode energia. Portanto a demora para recompor a devida operação dos equipamentoselétricos (linha de transmissão, transformadores, geradores, reatores, bancos de capa-citores, etc.) se torna um dos pontos críticos para a saúde financeira dessas empresas.Com o intuito de maximizar a disponibilidade das usinas e linhas de transmissão asempresas do setor elétrico têm investido em TI e infra-estrutura para facilitar e agilizaro processo de recomposição do sistema. Esse processo tem principalmente o intuitode prover ferramentas que auxiliem o operador a tomar decisões a fim de tornar maisfácil e ágil a disponibilização dos equipamentos para o SIN.

(QUEIROZ, 2010) propõe a divisão organizacional dos centros de operaçãoem três áreas básicas: Pré-operação, Operação em Tempo Real e Pós-Operação.Aárea de pré-operação segundo (QUEIROZ, 2010) é responsável analisar e liberar inter-venções para manutenção ou de intervenções para atender demandas de empresasexternas (outros agentes do SIN e prestadoras de serviço). Além do planejamento deintervenções, a pré-operação fica responsável pela padronização dos procedimentosoperacionais de modo a garantir a precisão das manobras, aumentando a confiabili-dade da operação, diminuir riscos ao fornecimento do serviço e erros operativos. Outrafunção da pré-operação é de elaborar manuais internos para auxiliar na correta opera-ção do sistema, documentos externos encaminhados para os outros agentes do SIN(Mensagens Operativas - MO) e pelo processamento e cumprimento das instruções deoperação (IO) emitidas pelo ONS. A operação em tempo real por sua vez, é definidapor (QUEIROZ, 2010) como sendo a área responsável pelas atividades diretas da ope-


ração da usina, que compreende o controle dos limites operativos dos equipamentos,controle de tensão, monitoramento do intercâmbio entre áreas, monitoramento de cargae frequência, dentre outras. É responsável também pelo controle das intervençõese programação das atividades durante sua execução. A pós-operação é definida por(QUEIROZ, 2010) como sendo a área responsável pela análise das ocorrências eperturbações do sistema elétrico, elabora relatórios e estudos com base nos resultadosda operação de tempo real. Faz a gestão dos bancos de dados, históricos e estatísti-cos, bem como a apuração dos indicadores de qualidade da operação. É função dapós-operação acompanhar, fiscalizar e auditar o trabalho da operação de tempo real.

SCADA

O Sistema de Supervisão, Controle e Aquisição de Dados, também conhecidocomo sistema SCADA são sistemas que utilizam softwares para monitorar e supervi-sionar variáveis, dispositivos, e equipamentos de controle conectados a ele atravésde protocolos de comunicação específicos. De forma genérica o sistema SCADA ousimplesmente SSC permite ao seu operador controlar partes ou o todo de um processoqualquer. Esses sistemas são amplamente difundidos em ambiente industrial em fun-ção das vantagens que ele oferece, como:aumento na qualidade, redução significativados custos operacionais e maior desempenho na produção.

A qualidade é alcançada à medida que se pode monitorar variáveis do processoprodutivo (pressão, temperatura, vazão, etc.). É possível determinar níveis ótimos deoperação da planta e, caso esses níveis saiam da faixa aceitável, o SSC poderá geraralarmes em tela de forma que o operador intervenha no processo produtivo a fimde restaurar o ponto de operação desejado para aquele processo. Uma das maioresvantagens da automação na indústria é a redução nos custos de operação da planta.

SOE

As listas de alarme e eventos apresentam as ocorrências do sistema de formacronológica. Defini-se como evento qualquer ocorrência, variação de estado de umavariável ou informação que seja gerada no sistema de automação da planta. Quando égerado um evento, além da informação sobre a mudança no estado da variável, elerecebe um uma estampa de tempo que traz a informação do instante em que a variaçãona variável ocorreu (dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo). A estampade tempo de um evento é gerada pelo equipamento que fez a aquisição da variá-vel no campo (Relé de Proteção, Unidade de Controle, CLP, UTR, etc.), geralmente esteequipamento é sincronizado por um GPS, utilizando pulsos para manter sincronizado orelógio do controlador, normalmente usando protocolos de tempo comuns no mercado,


tais como o SNTP , IRIG-B e PTP. A precisão para eventos digitais necessária é de1 ms ou menos de precisão, para atender a requisitos da ONS e para ter uma boaexatidão no sequenciamento dos eventos, e para eventos analógicos temos 5 ms deprecisão. Os eventos digitais recebem uma estampa de tempo tanto na subida (1)quanto na descida (0). Já os analógicos são recebem estampa de tempo no casode falha ou na variação do valor. Segundo (QUEIROZ, 2010) essa estampa permite aorganização dos eventos do sistema proporcionando a análise temporal da sequênciados acontecimentos. Alguns processos necessitam desse tipo de tratamento, como porexemplo, aplicações de energia, em que a ordem dos eventos (atuação de proteçãode um equipamento, abertura de disjuntor, etc.) é fundamental para a análise de umaperturbação. Essa funcionalidade recebe o nome de SOE (Sequence Of Events) e épossível apenas através de protocolos de comunicação que sejam capazes de trabalharcom estampa de tempo.

Os Recursos e Requisitos de Supervisão

Os recursos e requisitos de supervisão, bem como os requisitos para quaisqueratividades/áreas do setor elétrico são definidos pelo conjunto de documentos deno-minados procedimentos de Rede. São documentos de caráter normativo elaboradospelo ONS, com participação dos agentes, e aprovados pela ANEEL, que definem osprocedimentos e os requisitos necessários à realização das atividades de planejamentoda operação eletro energética, administração da transmissão, programação e operaçãoem tempo real no âmbito do SIN.De acordo com (ONS, 2009), “a tele-supervisão é umdos alicerces dos centros de operação do Operador Nacional do Sistema Elétrico e éfundamental para as equipes do NOS executarem suas atribuições” .Nesse documentosão estabelecidas as responsabilidades dos agentes e do ONS para a supervisão dosistema elétrico.

A Figura abaixo ilustra a organização da infra-estrutura de supervisão e controledo ONS. Nessa figura estão representados alguns níveis hierárquicos de operação.Os concentradores de dados se relacionam com os COSRs do ONS, que por suavez se relacionam com o CNOS. Em alguns casos é possível o relacionamento diretoentre UTR/SSCL com o um COSR do ONS. Para as ligações de CAG, através dasquais trafegam informações específicas para o controle automático de geração, édesejável que a comunicação seja diretamente com o COSR do ONS, através de canalde telecomunicação independente daquele utilizado para os dados de supervisão.


Figura 6 – Organização dos centros de controle e supervisão ONS

R Queiroz 2010

A seguir alguns dos recursos exigidos pelo ONS para a interligação de dadosde supervisão, retirados de (ONS, 2009):

• “Ter seus relógios internos ajustados com exatidão melhor ou igual a 1 milisse-gundo, com sincronismo por GPS;

• Ter tempo máximo de reinicialização de 5 (cinco) minutos;

• Ser dimensionado para não perder sequência de eventos. Em caso de avalanchede informação, todos os eventos devem ser transferidos para o ONS em até5 minutos;

• Todas as medições devem ser feitas de forma individualizada e transferidas peri-odicamente aos centros de operação;

• Os sistemas devem ser projetados para suportar períodos de aquisição de4 segundos;

• O tempo para a transmissão dos dados para o ONS, durante a operação normaldo sistema, deve ser de 4 segundos em média.

• 98,5% de disponibilidade para UTR ou SSCL de instalações críticas;

• 97,5% de disponibilidade para UTR ou SSCL das demais instalações;

• 99% de disponibilidade para CD.”

Complexidade da Operação


A operação é realizada em níveis distintos de responsabilidade. (QUEIROZ,2010) descreve essa operação entre os níveis hierárquicos como: os operadores deuma instalação local são a primeira instância de operação. Normalmente eles recebemo nome de operadores mantenedores. Realizam a manutenção dos equipamentos e,em caso de necessidade podem efetuar comandos localmente sobre os equipamentos.No nível de operação imediatamente superior, seguindo a hierarquia dos agentes,estão os operadores dos centros locais ou centros regionais/sistema (COL, COT, COG,COR/COS). Esse operador tem visibilidade maior que o operador da instalação e écapaz de avaliar a disponibilidade de equipamentos para a recomposição do sistema. Ooperador do próximo nível está nos COSRs do ONS e a sua função é muito diferentedos operadores de agentes. O operador do ONS se preocupa com questões sistêmicas.É ele quem controla o despacho de geração e as recomposições dos equipamentos.

O operador do CNOS define as diretrizes para a operação do sistema e coor-dena os operadores dos COSRs do ONS, que por sua vez, coordenam em tempo realos centros de operação dos agentes. Segundo a (ONS, 2009) os agentes tem a res-ponsabilidade de assegurar a integridade física e bom funcionamento do equipamento.Eles devem seguir os procedimentos e as instruções de operação que são disponibili-zadas pelas ONS, porém não é da responsabilidade do agente a operação sistêmicados equipamentos. O operador dos centros de controle dos agentes pode monitorartodas as informações disponíveis nos SSCs locais das usinas . Os pontos disponíveisvariam desde pequenas atuações de abertura de mini-disjuntores para aquecimento depainéis, passando por alarmes de falta de tensão em motores, problemas no serviçoauxiliar, falhas de comunicação com equipamentos de campo, até mesmo a atuaçãode proteções e bloqueios que podem indisponibilizar equipamentos da rede básica,como as partidas e disparos de proteções, alarmes de atuação de relés de gás emtransformadores e desligamentos de disjuntores. Segundo (QUEIROZ, 2010) o ope-rador do ONS recebe um pequeno subconjunto dos pontos citados anteriormente.Como a operação do ONS é sistêmica, os pontos de interesse se restringem apenasàs atuações que geram desligamento de equipamentos da rede básica. Em termosquantitativos, esses pontos equivalem a aproximadamente 3,5% da quantidade totalde pontos dos agentes (incluindo também os estados de equipamentos e mediçõesanalógicas em adição aos pontos de atuação de proteção). Todas as manobras sãocoordenadas em tempo real entre o agente e o ONS. Essa comunicação é feita atravésde linhas telefônicas dedicadas denominadas hot-lines. No momento em que ocorreum desligamento, o operador do agente recebe uma avalanche de alarmes e eventosreferentes à ocorrência. Ele deve analisá-los e, dependendo do tipo de ocorrência,disponibilizar imediatamente o equipamento para o ONS através de contato telefônico.Após esse contato, o operador do ONS deve preparar o sistema para receber de volta


o equipamento que sofrera a falha, para então solicitar ao agente sua recomposiçãoao sistema. Caso o operador do agente não consiga disponibilizar o equipamentopara o ONS em menos de um minuto, será cobrada multa por indisponibilidade desseequipamento. A cobrança é feita por cada minuto de indisponibilidade, e o valor equivalea cinquenta vezes a receita recebida por minuto de disponibilidade. Como exemplopode-se citar uma linha de transmissão que recebe uma receita de R$60,00 por minutode disponibilidade.Segundo (QUEIROZ, 2010) uma falha de 15 minutos custaria aoinvestidor o equivalente a R$45.000,00 de prejuízo em sua receita presumida. Dessaforma, o tratamento das informações para a operação do COR/COS é fundamentalpara a rápida recomposição do sistema e para a saúde financeira do empreendimento.Em caso de sinistro de equipamento (explosão de transformador, queda de torres detransmissão, etc.) a multa máxima é fixada no valor de 12,5% da receita anual presu-mida do agente (RAP). Esse limite foi estabelecido para evitar que o empreendimentose torne inviável, levando à falência concessionárias de transmissão.

Requisitos da ONS para telesupervisão

Os recursos e requisitos de supervisão, bem como os requisitos para quaisqueratividades/áreas do setor elétrico são definidos pelo conjunto de documentos deno-minados Procedimentos de Rede. São documentos de caráter normativo elaboradospelo ONS, com participação dos agentes, e aprovados pela ANEEL, que definem osprocedimentos e os requisitos necessários à realização das atividades de planejamentoda operação eletro energética, administração da transmissão, programação e opera-ção em tempo real no âmbito do SIN. Nestes documentos, o ONS especifica algunsrequisitos técnicos para o sequenciamento de eventos. Os requisitos de agrupamentoe sequenciamento de eventos do ONS são descritos no Submódulo 2.7 (Requisitosde telessupervisão para a operação), Item 8. Todos os proprietários de equipamentosintegrantes das redes de operação em usinas e subestações (agentes) deverão seadequar a estes requisitos. Novas instalações já deverão ser comissionadas atendendoa essas exigências. Os eventos descritos nesse Submódulo 2.7 são divididos em 3grupos (A, B e C).

Definições dos grupos de eventos (ONS, 2009):

• “ Grupo A: compreende os eventos que devem ser enviados diretamente para oONS, em tempo real, através das mesmas interligações de dados utilizadas paraatender aos requisitos de supervisão e controle;

• Grupo B: compreende os eventos que devem ser enviados de forma agrupadapara o ONS, em tempo real, através das mesmas interligações de dados utilizadaspara atender aos requisitos de supervisão e controle. Os eventos disponíveis na


instalação do agente na forma individualizada devem ser enviados para o ONS,quando solicitados por este, através de meio eletrônico, em até 24 horas;

• Grupo C: compreende os eventos que devem estar disponíveis na instalação doagente e ser enviados para o ONS, quando solicitados por este, através de meioeletrônico, em até 24 horas. ”

Além de requisitos sobre o sequenciamento de eventos de uma unidade gera-dora de uma usina hidrelétrica, o ONS também exige alguns requisitos básicos sobre asupervisão das centrais geradoras e estes requisitos estão descritos no Submódulo2.7, Item 11.3.

São eles (ONS, 2009) :

• “Medições analógicas: Todas as medições deverão ser feitas de forma indivi-dualizada e transferidas periodicamente aos centros de operação designadospelo ONS. O período de transferência deverá ser parametrizável por centro, eos sistemas devem ser projetados para suportar períodos menores ou iguais a 4segundos.

• Posição dos tapes dos transformadores elevadores, quando equipados comcomutadores sob carga;

• Uma medição do módulo de tensão fase-fase em kV para os transformadores,elevadores. Esta medição deve ser no lado ligado à barra de menor potência decurto-circuito, geralmente o de menor tensão, caso o ONS não explicite que sejano outro lado do transformador;

• Uma medição da tensão fase-fase (kV) em todas as seções dos barramentos dasubestação passíveis de formar um nó elétrico;

• Potência ativa trifásica em MW e reativa em MVAr do lado de baixa dos transfor-madores elevadores;

• Potência ativa trifásica em MW e reativa em MVAr em ambos os terminais daslinhas de conexão à rede básica;

• Disponibilidade, em MW, de cada grupo de máquinas ou, mediante concordânciado ONS, o número de máquinas disponíveis e sincronizadas em operação, emcada grupo de máquinas. Esta informação poderá passar por processamentoprévio;

• Sinalizações de estado dos controladores e relés de proteção;

• Todas as sinalizações devem ser transmitidas por exceção.”


O sistema de supervisão e controle da instalação devem estar aptos a responderàs varreduras de integridade feitas pelo ONS que poderão ser periódicas, com períodoparametrizável, tipicamente a cada 1 (uma) hora, sob demanda ou por evento, comopor exemplo, uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle do ONS.

As seguintes informações relativas à instalação coletora devem ser obtidas etransferidas para o(s) centro(s) de operação designado pelo (ONS, 2009):

• “Posição de todas as chaves e disjuntores de interligação à rede do lado de altatensão da subestação;

• Sequência de eventos.

• Aplicam-se aos equipamentos da instalação coletora os mesmos requisitos desequência de eventos especificados neste Submódulo para a rede de operação.

• O agente (proprietário dos equipamentos da rede de operação) possui responsa-bilidades descritas no Submódulo 2.7, Item 4.2, citadas a seguir (ONS, 2009, p.6):

• Instalar os recursos de supervisão e controle e disponibilizar todas as informaçõesa um ou mais centros de operação designados pelo ONS, conforme os requisitosespecificados neste Submódulo, incluindo o protocolo de comunicação e ostempos de aquisição;

• Garantir a qualidade e a disponibilidade dos recursos de supervisão e controlefornecidos ao ONS desde sua origem até a disponibilização no(s) centro(s) deoperação designado(s) pelo ONS.

• Os agentes são responsáveis – com relação aos equipamentos na rede desupervisão – por fornecer recursos de supervisão e controle em dois sistemasde aquisição de dados designados pelo ONS, sendo um local e outro remoto. Osistema local e o sistema remoto são sistemas de aquisição de dados (front-ends)do ONS que operam numa arquitetura de alta disponibilidade, sendo o locallocalizado no centro de operação de propriedade do ONS, e o outro, localizadoem outra instalação designada pelo ONS.

Para que estes requisitos sejam alcançados e repassados ao ONS é necessáriouma automação moderna que comporte todos os dados de uma operação.

Os protocolos mais utilizados pelos agentes do setor elétrico para comunicaçãocom o ONS são o DNP3.0 sobre ethernet e o IEC60870-5-104. O motivo da opçãoocorre devido à simplicidade da estrutura e o vasto domínio desses protocolos pelosprofissionais de automação. ”


2.7 Protocolos elétricos de comunicação

Protocolos de comunicação são definidos como sendo conjuntos de regras eformatos que permitem a troca de informação entre dois ou mais dispositivos, garan-tindo o endereçamento, a correta entrega e conteúdo das informações. De acordo comSilveira (2006) protocolo de comunicação é o conjunto de regras, procedimentos e leisque governam a troca de informação entre dois ou mais processos, incluindo o formatoe ações a serem executadas quando do envio e recebimento desses dados. A represen-tação proposta pelo modelo das camadas OSI (Open Systems Interconnection), é umaabstração conceitual criada pela ISO (International Organization for Starndardization)para modelar a forma de implementação e interação dos protocolos de comunicação.Seu objetivo é promover a interoperabilidade entre as diversas plataformas.

Os protocolos mais utilizados pelos agentes do setor elétrico para comunicaçãocom o ONS são o DNP3.0 sobre ethernet e o IEC60870-5-104. O motivo da opçãoocorre devido à simplicidade da estrutura e o vasto domínio desses protocolos pelosprofissionais de automação. O ONS aceita conexão com novos agentes através dosprotocolos IEC60870-5-101,IEC60870-5-104, DNP3.0 e TASE.2/ICCP, sendo o últimopara a comunicação entre centros de operação(ONS).

2.7.1 Protocolo DNP 3.0

O DNP 3.0 (Distributed Network Protocol) segundo (MORAES, 2010) inicial-mente foi desenvolvido pela Harris Control da GE, em 1993, sua especificação foitransferida para um grupo de usuários que, a partir de então, passaram a ser pro-prietários e responsáveis pelas suas atualizações e revisões, tornando-o assim umprotocolo aberto. É estruturado conforme as especificações da norma IEC 870-5 paraa transmissão de dados entre estações mestres e UTR’s ou IED’s , com exceçãopara comunicação entre estações mestres. É um protocolo que possui três camadas:Aplicação, Enlace de Dados e Física; sua arquitetura simplificada é denominada EPA(Enhanced Performance Architecture) e está de acordo com o modelo OSI da ISO ,onde a pseudo camada de transporte juntamente com a camada de aplicação, faz aseparação de mensagens superiores a 249 octetos.

Este protocolo possui uma série de características aplicáveis a arquiteturasabertas de sistemas distribuídos destinados à área de energia elétrica, (SIQUEIRA,2007) cita alguns:

• Endereçamento para mais de 65 mil dispositivos com até 65 mil pontos


• Pedir e responder múltiplos tipos de dados em uma mesma mensagem

• Quebrar mensagens em pacotes múltiplos para garantir uma excelente detecçãode erro (Report by Exception)

• Incluir apenas dados modificados numa resposta

• Dar prioridades a itens de dados

• Responder sem ser solicitado

• Sincronização automática dos relógios dos dispositivos

• Eventos com estampa de tempo (Unsolicited Messages)

A camada de aplicação do protocolo possui vários objetos de dados que podemser mapeados nos pontos de leitura (entrada) e comando (saída) de uma UTR típicade automação do sistema elétrico. Estes objetos podem representar entradas digitais,entradas analógicas, contadores, eventos com estampa de tempo (time-stamped),saídas digitais e analógicas, seqüência de octetos (string), dentre outros.

(MORAES, 2008) descreve que o DNP 3.0 é implementado em 3 níveis nosequipamentos e cada nível possui diferentes quantidades de objetos de dados disponi-bilizados. Tal característica deve ser observada durante o processo de aquisição dedispositivos que utilizam o protocolo DNP 3.0. Os equipamentos que utilizam o protocoloDNP 3.0 possuem um documento de perfil do dispositivo, chamado Device Profile, estecontém informações que permitem a integração entre diferentes dispositivos mestres eescravos.

2.7.2 Protocolo IEC 60870-5-104

A principal aplicação do protocolo IEC104 é a interconexão de sistemas desupervisão, utilizando como meio físico interligações ethernet sob TCP/IP. Trata-sede um protocolo tipo Cliente-Servidor que é estabelecido através da comunicaçãoentre um sistema “mestre” e outro “escravo”. O escravo é o servidor de comunica-ção. Nele estão disponíveis os dados do sistema. O mestre (cliente) se conecta aoservidor para obter as informações de interesse. Os protocolos antigos não previram aimplementação de envio espontâneo de mensagens. O mestre solicitava ciclicamente(período de 1 a 5 segundos) todos os pontos do sistema escravo. Essa forma deimplementação de protocolo é muito rudimentar e não otimiza os recursos de rede,uma vez que todos os pontos sempre trafegavam ciclicamente pelo meio físico. Noprotocolo IEC104 , a implementação das mensagens espontâneas por variação de


dado, evita o trafego intenso de informação na rede. Nesse protocolo a ocupação doscanais de comunicação será definida pela variação dos pontos no sistema escravo.Durante a operação normal, apenas os dados analógicos sofrem variação. No momentoda manobra de algum equipamento ou durante um desligamento, ocorre a variação deestado de vários pontos digitais (atuação de proteção,mudança de estado de disjuntor,etc.) ocasionando elevação no tráfego da rede. Embora esse aumento seja significativoquando a ocorrência envolve o desligamento de vários equipamentos, a ocupação dosrecursos de rede nesse caso nunca poderá ser comparada, por exemplo, à densidadede dados que trafegam durante o pedido de integridade.De acordo com (MORAES,2008), o protocolo IEC60870-5-104 utiliza 5 das 7 camadas do modelo OSI. São elas:Física, Enlace, Rede, Transporte e Aplicação. As camadas de Sessão e apresentaçãonão são utilizadas nesse protocolo. Este protocolo possui uma série de característicasaplicáveis a arquiteturas abertas de sistemas distribuídos destinados à área de energiaelétrica, assim como o DNP3, a seguir algumas características compartilhadas pelos 2protocolos segundo (SIQUEIRA, 2007):

• Alta segurança na transmissão de dados

• Operação por polling e RBE

• Uso de Mensagens não solicitadas

• Definições de objetos de dados adequado para SCADA

• Sincronização de Tempo

• Estampa de Tempo

• Congelamento e Zeramento de Contadores

• Ação SBO

• Grupos de dados e Classes

• Download e Upload de Arquivos

O protocolo IEC104 se difere ao DNP3 nos quesitos citados abaixo:

• Maior faixa de endereçamento

• Uso de Mensagens não solicitadas somente ponto a ponto.

• Somente um tipo de dados por mensagem.


• Não tem procedimentos de testes e certificação.

• Objetos de Dados mais simples

• Endereçamento mais simples

• Configuração de baixo nível mais complexa

Pelas características citadas acima sobre os 2 protocolos elétricos, tanto o DNP3como o IEC104 tem os requisitos para serem usados na comunicação de dados deuma pequena central hidrelétrica, são confiáveis, tem estampa de tempo, sincronização,definições de objetos adequados para o setor de energia e mensagens não solicitadaspara o sequenciamento de eventos. A escolha entre um protocolo e o outro mostra-semais influenciada por questões de padronização nas empresas e razões culturais, jáque o DNP3 é uma padrão predominante no mercado americano, enquanto que oIEC104 predomina no mercado europeu.

2.8 Cyber security

A expansão das redes nas companhias de geração e transmissão de energiaelétrica, seja na adição de novos equipamentos, seja no oferecimento de novos serviços,ou mesmo na permissão de acesso aos equipamentos à parceiros no negócio, temgerado um aumento ao risco de exposição a ataques cibernéticos. Este assunto, que jáé mais comum no setor de Tecnologia da Informação, ainda não teve a devida atençãoem instalações críticas do setor de Energia. A metodologia da defesa em camadasgarante vários níveis de proteção caso uma das camadas de segurança falhe ou tenhaalguma vulnerabilidade, consistindo em um processo contínuo de Proteção, Detecçãoe Reação frente a uma possível invasão ou ataque.

Infraestrutura crítica se refere a bens e ativos que desempenham funçõesque, se interrompidas, podem causar sérios impactos sociais, econômicos e políticos.Segundo (SOUZA; KIEFER, 2015) infraestruturas críticas também são definidas comoos ativos que se afetados por fenômenos da natureza, como terremotos, inundações oupor ações de terrorismo, causam grandes impactos em toda uma nação e sua sociedade. São definidas também como os subconjuntos de ativos que afetam a continuidade damissão do Estado e a segurança da sociedade. Cada vez mais sistemas de automaçãode energia de infraestruturas críticas como as usinas hidrelétricas começaram a contarcom redes Ethernets e conectividade com redes externas das empresas de geração,transmissão e distribuição de energia. Diversos benefícios apareceram com a aplicaçãode redes ethernet e conexão externa nesses ambientes, tais como: facilidade no acessoremoto aos equipamentos instalados nas usinas como CLPs, IEDs e IHMs, agilidadena obtenção dos arquivos de oscilografia, facilidade de diagnósticos de problemas


remotamente, etc. Porém, esse aumento do perímetro de rede dos equipamentosdas empresas que atuam no segmento de energia elétrica tem aumentado o riscode exposição desses sistemas e, com isso, a possibilidade de ataques cibernéticos.Como citado anteriormente este problema que já é comum e bastante discutidono setor de TI, ainda não teve a devida atenção nos ambientes industriais e nasinstalações críticas, mas isso vem mudando e a preocupação do setor de energia comsegurança cibernética vem aumentando nos últimos anos.Durante os últimos anos,casos conhecidos de ataques a infraestruturas críticas no mundo mostraram que essestipos de sistemas são de elevado interesse no espaço cibernético, seja por motivaçõesideológicas, militares, pessoais ou outras.

(SOUZA; KIEFER, 2015)cita que dado a importância do sistema elétrico parao correto funcionamento de outras infraestruturas críticas, tais como sistema de dis-tribuição de água, sistemas de transporte, entre outros, é necessária uma atençãoespecial para que o mesmo não comprometa a continuidade da missão do estado e dasegurança nacional. Levando em conta esses problemas relacionados a segurança dasinstalações críticas com maior conectividade a rede, esse capítulo aborda soluções desegurança cibernética e meios de mitigar as vulnerabilidades de maneira a tornar osistema de automação de energia mais seguro e confiável, seja ele aplicado a unidadesde geração, transmissão ou distribuição de energia. Um conceito bastante efetivo, e jáaplicado em sistemas de TI, é a defesa em profundidade (Defense In-Depth).

O Conceito de Defesa em Profundidade (Defense In-Depth) se baseia na apli-cação de diversas camadas de controles de segurança em um sistema, seus ativos einformações. O mecanismo, inicialmente aplicado a sistemas de Tecnologia da Informa-ção, é totalmente adaptado a arquiteturas de rede de instalações críticas em sistemasde automação de energia. A implementação da defesa em camadas garante váriosníveis de proteção caso uma das camadas de proteção falhe ou apresente algumavulnerabilidade, que possa ser usada para explorar entradas para conseguir acessosnão autorizados a sistemas de automação de energia. A idéia por trás da defesa emprofundidade é proteger o sistema contra qualquer ataque particular, independente dequal tipo de ataque cibernético esteja sendo usado. É uma tática de utilização de ca-madas, projetada pelo NSA – National Security Agency para segurança da informaçãoe de sistemas eletrônicos.

A aplicação direta dessa filosofia em uma arquitetura de um sistema de automa-ção de energia consiste na aplicação de diversos mecanismos de proteção, desde oponto de acesso da usina com a reda da empresa, até os CLPs usados para o controlee monitoramento do sistema de geração de energia elétrica. Diversos mecanismos sãoimplementados para garantir camadas de segurança na rede Ethernet de uma pequenacentral hidrelétrica. Eles são citados por (SOUZA; KIEFER, 2015):


• Segmentação de rede via DMZ (Demilitarized Zone), consiste em agruparelementos de rede com necessidades frequentes com a intenção de isolar equi-pamentos críticos de acessos indevidos;

• Firewalls para proteger a rede de automação contra ataques que explorem osprotocolos elétricos;

• Hardening dos equipamentos de automação, quanto mais funções e opções decomunicação e acesso, mais vulnerabilidade para o sistema. Logo, diminuir asopções de acesso a equipamentos, reduz as possibilidades de acesso indevidoao sistema;

• Criptogografia dos protocolos de comunicação utilizados para controle remotoda instalação;

• Monitoramento e controle dos acessos,com o uso de Radius Server (RemoteAuthentication Dial In User Service), é possível realizar uma validação remotaatravés de um servidor Radius;

• Gestão de senhas;

• Firmwares dos CLPs com assinatura digital para evitar que um firmware erradoou malicioso seja instalado;

Tipos de Ameaças para Sistemas de automação conectados a rede

Algumas ameaças podem ser ocasionadas por falhas não intencionais, geradaspor equipamentos com defeito ou até mesmo desastres da natureza. De um modo geral,tais falhas podem ter um impacto ainda mais significativo nas instalações e demandamsoluções , como maior robustez da estrutura e confiabilidade das instalações físicas porexemplo. Outras ameaças são provenientes de ataques realizados intencionalmente poragentes internos ou externos ao sistema. Para o correto entendimento das ameaçasexistentes em sistemas de automação em unidades de Geração, Transmissão e Distri-buição de energia, apresenta-se algumas das situações de equipamentos conectadosa rede que podem servir de entrada para ataques:

• Computador corporativo conectado remoto ao sistema de automação;

• Roteador de Interface com a Intranet;

• CLP para controle dos equipamentos e envio de dados da PCH para um CORou centro da ONS

• IHM para supervisão e controle local;


• Estação de Engenharia, para configuração e acesso dos ativos;

• IEDs para proteção e controle do sistema elétrico, comunicando via protocolosTCP/IP, como o ModBus e DNP3.0;

• GPS , para realizar a sincronização do sistema de automação;

Foram apresentados apenas alguns dos mecanismos que podem ser emprega-dos para melhorar a segurança em sistemas de automação de centrais hidrelétricas.Vale ressaltar que a segurança cibernética do sistemas não depende apenas de equi-pamentos, mas também da maneira como usuário utiliza e interage com o sistema.

59

3 Materiais e Métodos

O trabalho foi realizado usando um caso real de pedido de cotação de hardware,que foi enviado para a empresa que atua em projetos de automação para o setorde energia, para um processo de modernização de uma pequena central hidrelétrica.A empresa que fornecerá o hardware é uma multinacional de origem americana,reconhecida como uma empresa com muitos anos de tradição e atuação no mercadode energia. O cliente solicitou que fosse feito uma proposta de solução de hardwareincluindo os Controladores lógicos programáveis, software de programação, switchesindustriais, interfaces homém máquina e todo equipamento ou software que fossenecessário para poéder implementar o sistema de automação tanto das unidadesgeradoras como dos serviços auxiliares da usina.

A solução de hardware deveria proporcionar funcionalidades e atender requisitos,para que fosse possível atender as exigências do cliente e da ONS, entre essesrequisitos questões como disponibilidade dos equipamentos e protocolos elétricos decomunicação para seguir os padrões exigidos pelo setor de energia.

O primeiro passo foi ler a especificação técnica do cliente para se informar dequal era a idade, situação, nível de automação e características da PCH que necessitavade modernização. Segue abaixo uma descrição da PCH que serviu como objeto deestudo para esse trabalho, sem o nome da mesma ou do cliente final por questões deconfidencialidade:

A Pequena Central Hidrelétrica estudada aproveita as águas do Rio TaquariMirim e iniciou sua operação com uma unidade geradora em 1933, sendo ampliadaentre 1953 e 1956 com o acréscimo de duas novas unidades. Localizada no municípiode Passo Fundo, RS. O Grupo Gerador nº 1 com turbina de fabricação sueca, SKF, egerador da ASEA, de potência de 700 kVA, encontra-se atualmente desligado. Os Gru-pos Geradores nº 2 e nº 3 com turbinas Francis de fabricação Francesa, Neyret-Beyliese Piccard-Pictet e geradores de fabricação da GE de potência 2000 kVA, encontram-seem operação normal. Segundo dados do BIG(2017), a Potência Outorgada (kW) éde 4470 e a Garantia Física / Energia Assegurada (MW médios) de 0,69. A energiagerada é destinada ao serviço público. Trata-se de uma pequena central hidrelétricade potência instalada não muito alta, e também percebemos que a garantia física ouenergia assegurada da central é baixa, em torno de 15% apenas da potêncial totalinstalada na usina.

O segundo passo do trabalho foi o de analisar quais eram os motivos, objeti-

Capítulo 3. Materiais e Métodos 60

vos e requisitos do processo de modernização o qual a empresa desejava fazer naPCH, segue abaixo retirado da própria documentação técnica do cliente os motivos erequisitos para a modernização da central: A modernização da PCH tem a finalidadede permitir a supervisão e o comando destas usinas a partir do Centro de OperaçõesRegional. Atualmente o controle destas usinas é feito de forma manual, a partir da salade máquinas. Atualmente a PCH opera de forma assistida, com operador em turnoúnico, dentro do horário comercial. A unidade geradora 2 (UG02) possui operaçãototalmente manual, através de painéis de controle obsoletos, a unidade geradora 3(UG03) possui parte da operação automatizada, mas necessita de uma modernizaçãopara total automação e controle remoto. Os sistemas comuns e auxiliares da usina esubestação serão controlados e supervisionados por um terceiro painel de automa-ção, denominado UAC-C. Esta configuração garante a padronização dos sistemas desupervisão e controle das UGs e facilita o processo de manutenção destas unidadese da usina. O Sistema Digital de Supervisão e Controle tratado por esta Especifica-ção Técnica cobrirá os equipamentos de automação, supervisão e controle para asunidades geradoras 2 e 3, visado à integração dos seus sistemas auxiliares como adu-ção, frenagem, lubrificação, regulação de velocidade e tensão, conjuntos de manobra,medição e proteção. Também são tratados nesta especificação os equipamentos deautomação, supervisão e controle dos sistemas comuns da usina, que englobam osserviços auxiliares CA e CC, a água de resfriamento, os conjuntos de manobra dotransformador de serviço auxiliar e transformadores elevadores, os equipamentos dasubestação e a supervisão das barragens de Captação e Principal.

O CLP deverá possuir módulos de comunicação específicos com as seguintescaracterísticas:

a) Para a comunicação entre os CLPs das UACs G2, G3 e UAC-C e o SistemaRemoto de Supervisão e Controle: Porta Ethernet com pelo menos o Protocolo IEC60870-5-104;

b) Para a comunicação entre os CLPs das UACs G2, G3 e UAC-C e os Regu-ladores de Velocidade, Tensão e Relés de Proteção (IEDs): Porta Ethernet com pelomenos os

Protocolos IEC 60870-5-104 e IEC 60870-5-103 (proteção) ou DNP 3.0;

c) Para a comunicação entre os CLPs das UACs G2 e G3 e os Multimedidoresde Grandezas Elétricas dos geradores e Indicadores/Controladores de Temperaturas:Ethernet ou RS485 com pelo menos os protocolos Profibus ou ModBus;

As UACs G2 e G3 deverão ter como função principal os automatismos de partida


e parada das unidades geradoras. Elas deverão ser responsáveis também por todasas aquisições de medidas analógicas e eventos digitais necessários para permitir asupervisão e o controle das unidades geradoras, que serão executados localmente apartir da IHM da UAC-C e remotamente através do SRSC. Todos os eventos analógicose digitais necessários para a supervisão e controle das unidades geradoras alimentarãoas UACs, ou seja, eventos originários:

a) No gerador e no seu regulador de tensão;

b) Na turbina, na adução e no seu regulador de velocidade;

c) No sistema de frenagem;

d) Nos conjuntos de manobra e proteção dos grupos;

e) Nos mancais e seu sistema de lubrificação.

A UAC-C deverá ter como função principal a monitoração e controle das barra-gens de captação e principal, dos serviços auxiliares de CA e CC, dos conjuntos demanobra dos transformadores elevadores e de serviço auxiliar, da subestação e dossistemas de água de resfriamento e ar comprimido.

Na área da casa de força, a UAC-C tem como função a aquisição dos eventosanalógicos e digitais necessários para a supervisão e controle dos sistemas comunsdas unidades geradoras.

Resumidamente estes sistemas são:

a) Serviços Auxiliares CA e CC;

b) Conjuntos de manobra e proteção dos transformadores elevadores;

c) Conjunto de manobra do transformador de Serviço Auxiliar;

d) Sistemas de água de resfriamento;

e) Sistema de ar comprimido;

f) Subestação (transformadores elevadores, barra 44 kV e disjuntor de linha)

Tendo um levantamento sobre a situação em que a usina se encontrava, e tendoquais eram os requisitos que o cliente exigia para o sistema,mais os requisitos queuma pequena central deveria atender quanto as normas da ONS, o passo seguintefoi fazer um levantamento teórico de todos os temas pertinentes e que pudessemajudar na elaboração do sistema e do processo de defesa da solução quer seria ofere-cida, esse levantamento de informações baseou-se na procura de artigos, trabalhadosacâdemicos e manuais da ONS para posterior leitura e entendimento dos temas. Os


temas que foram abordados são os temas que encontram-se no cápitulo 2 dessetrabalho, dentre eles os mais relevantes foram o estudo sobre casos de modernizaçãode usinas, tanto grandes usinas como pequenas usinas, a fim de entender melhor oprocesso de modernização,tanto do ponto de vista técnico como do ponto de vistaeconômico, levantou-se quais seriam as vantagens de um processo de moderniza-ção. Outro tema que foi abordado e de grande importância foi o centro de operaçãoremoto, já que um dos objetivos do cliente com a modernização era justamente fazero controle da usina em um centro remoto a fim de aproveitar melhor os recursos daempresa, diminuir os gastos com O&M e melhorar a performance da usina em questão.Segurança cibernética foi outro tema estudado para o trabalho, pois cada vez mais sehá uma preocupação com a segurança dos ativos nas empresas, visto que o mesmoavanço tecnológico que possibilita esse monitoramento e controle da usina poderia serusado para danificar,prejudicar ou até mesmo parar o processo de geração de energiana usina , gerando prejuízo econômico e até riscos de segurança as instalações efuncionários.Outros temas como custo, estrutura de uma PCH, protocolos elétricos eautomação de serviços auxiliares foram estudados e incluidos nas referência,a fim deproporcionar um embasamento teórico mais amplo sobre o assunto, proporcionandoassim mais propriedade para defender a solução junto ao cliente.

Após estudo teórico sobre os diversos temas que envolvem os processos demodernização, automação e operação remota de uma pequena central hidrelétrica, foifeito um levantamento dos projetos que haviam sido feitos na empresa para grandesusinas hidrelétricas, pois na teoria os princípios seriam os mesmos, e as soluçõesde hardware que foram elaboradas para as UHE poderiam ser usadas nas PCH. Foianalisado então se a solução para uma UHE seria adequada para uma PCH tantodo ponto de vista técnico,como do ponto de vista econômico. Chegou-se a conclusãode que a solução padrão para UHE superava as exigências técnicas para uma PCH,porém o custo seria elevado demais, então a proposta principal desse trabalho foide elaborar uma solução de hardware que atendesse tecnicamente aos requisitosmas que em questões de custo tivesse uma redução para atender a necessidadedo cliente. Por meio dos conhecimento adquiridos durante todo o estágio realizandopropostas de soluções para usinas hidrelétricas, o autor deste trabalho elaborou umasolução de hardware para PCH para ser posteriormente comparada tecnicamente eeconomicamente com a solução de harwdware que era o padrão adotado pela empresa,o novo padrão escolhido para as PCH bem como a comparação com o padrão antigoencontra-se no próximo capítulo deste trabalho.

63

4 Resultados e Discussão

4.1 Resultados

Solução técnica padrão

Muitas das grandes empresas de automação que atendiam a projetos de ge-ração de energia, estavam acostumadas a trabalhar com projetos de grandes usinashidrelétricas, em alta nas últimas 2 décadas. Esses projetos envolviam investimentosaltos, e se beneficiaram da crise de energia no começo dos anos 2000 e com isso haviamais investimentos para os projetos. A solução técnica de hardware para esses projetosenvolvia o que tinha de melhor em tecnologia de automação, visando maximizar osistema e prover uma grande disponibilidade ao sistema. Segue abaixo como era aconfiguração:

Figura 7 – Solução padrão para UHE

Autoria própria

Lista de materias solução padrão UHE

Capítulo 4. Resultados e Discussão 64

Hardware padrão UHE - UG2&3

4 Rack de 12 slots

4CPU de alta performance para

redundância

8 Fonte de alimentação 24Vdc

4 Módulos de redundância

4Links de fibra óptica para

redundância

4 Módulos de comunicação IEC104

4 Módulos de comunicação serial

Hardware padrão UHE - SOE+ I/O

2 Rack de 12 slots


2 CPU de alta performance

2 Módulos de comunicação Ethernet

6 Módulo de entradas digitais

6 Módulo de saídas digitais

2 Módulo de entradas analógicas

2Módulo de contagem rápida

(IRIG-B)

12 Borneiras removíveis

Hardware padrão UHE - Serv.Auxiliares

1 Rack de 12 slots








Hardware padrão UHE -Switches

4Switches gerenciáveis com fibra

óptica

Autoria própria


Descrição:

Para as unidades geradoras eram usados controladores redundantes, queoperam em hot stand-by, e fazem o sincronismo das informações entre os controladoresatravés de módulos de redundância que fazem o espelhamento de memória entre oscontroladores. A disponibilidade dos controladores nessa configuração é de 99,999%.O sequenciamento de eventos é feito no rack que tem os módulos de I/O e envia osdados com estampa de tempo via rede Ethernet para ambos os controladores, queenviam via protocolo 104 os dados estampados para o supervisório com exatidão de1ms. A rede de dados entre as unidades geradoras, serviços auxiliares e o supervisórioé feita via anel de fibra óptica, tendo redundância na comunicação com o sistema desupervisão.

Custo da solução de hardware padrão para UHE,considerando 2 unidadesgeradoras, é de R$ 677000 sem considerar impostos.

Solução técnica adotada para atender aos requisitos da PCH mas com diminui-ção dos custos do hardware.

Figura 8 – Solução padrão para PCH

Autoria própria


Tabela 9 – Lista de materias solução padrão PCH

Hardware padrão PCH - UG 2&3 2 Rack de 12 slots




2 Módulos de comunicação serial

Hardware padrão PCH - SOE + I/O 2 Rack de 12 slots



6 Módulos de comunicação Ethernet




2 Módulo de contagem rápida (IRIG-B)


Hardware padrão PCH - Serv. Auxiliares 1 Rack de 12 slots








Hardware padrão PCH - Switches 1 Switch não-gerenciável

Autoria própria

Descrição:

Para as unidas geradoras os controladores redundantes foram substituídospor controladores simples, a disponibilidade dos controladores nessa configuração


é de 99,9% que atende sem problemas os requisitos de ONS e também atende asexpectativas do cliente final que precisa aumentar a disponibilidade. O sequenciamentode eventos é feito no rack que tem os módulos de I/O, envia os dados com estampa detempo via rede Ethernet para o controlador, que enviam via protocolo 104 os dadosestampados para o supervisório com precisão de 1ms. A rede de dados entre asunidades geradoras, serviços auxiliares e o supervisório é feita via arquitetura emestrela, não há necessidade de fibra óptica para evitar os problemas com ruídosgerados pela interferência de ondas eletromagnéticas em cabos elétricos, já que adistância entre áreas em uma PCH geralmente são menores que 100m, portanto asinterferências não serão suficiente para gerar problemas na comunicação.

Custo da solução de hardware padrão para PCH,considerando 2 unidadesgeradoras, é de R$ 367000 sem considerar impostos.

4.2 Discussão

Comparando as duas soluções, podemos perceber que a nova proposta desolução para PCHs, cumpriu o propósito de ter um custo menor quando comparadacom a solução padrão para UHE, a diminuição foi de R$ 310000 ou 45% a menos,uma redução muito boa e que deixa a solução muito mais competitiva e adequada paraesse novo crescente mercado de modernização e novas PCHs, visto que a soluçãode hardware proposta serve tanto para casos de modernização, quanto para casos denovos empreendimentos.

Do ponto de vista técnico podemos comparar alguns quesitos entre as 2 solu-ções, entre eles podemos discutir quanto a disponibilidade das duas soluções. Paraa solução padrão de UHE o uso de controladores redundantes para as unidadesgeradoras tem um nível de disponibilidade atestado pela fábrica de 99,999%, umaporcentagem muito alta, praticamente podemos considerar que o sistema não parariapor falhas dos controladores, como vantagem além da redundância proporcionar altoíndice de disponibilidade, também traz vantagens ao processo de manitenção, porpoder fazer mudanças em um dos controladores ou reparos, enquanto o outro assume.Já o índice de disponibilidade para a solução elaborada para PCHs é de 99,9% segundoo fabricante, é menor que a disponibilidade da solução anterior, porém devemos notarque 99,9% atende aos requisitos de disponibilidade da ONS, não sofrendo portantopenalidades por indisponibilidade do sistema, além de satisfazer as necessidades docliente, que hoje trabalha com índices de disponibilidade do sistema muitos menores,tendo em vista diversos fatores como operação manual de parte do processo, parte doprocesso não opera quando o operador não esta presente e equipamentos antigos quetem baixa disponibilidade pela idade e por falta de peças de reposição ou mão de obraespecilizada para reparos.


Outro fator importante a ser analisado é a questão da segurança cibernética,que cada vez mais se torna uma preocupação das empresas do setor de energia, poishoje com a necessidade de conectar os ativos a redes externas, a fim de monitorar econtrolar remotamente os ativos, acaba que as instalações e ativos tornem-se vulnerá-veis a ataques intencionais e não intencionais. Portanto tanto a solução padrao paraUHE como a proposta como padrão para PCH apresentam certificação Achilles 2 desegurança cibernética. A plataforma Achilles é um produto de uma renomada empresano ramo de segurança cibernética, chamada Wurldtech, essa produto é uma plataformade testes usada pela maioria das empresas de automação a redor do mundo, esseproduto funciona testando os controladores e equipamentos simulando diversos tiposde ataques virtuais que os mesmos possam sofrer em campo, testes envolvendo diver-sos protocolos de comunicação, até mesmo protocolos elétricos como DNP3 e IEC104,testes de performance contra avalanche de tentativas de acessos e dados erradosenviados ao controlador, além testar outros inúmeros protocolos de rede. Os doiscertificados emitidos aos equipamentos são Achilles 1 e 2, que só é dado ao fabricantecaso o equipamento passe por todos os testes sem falhas, o certificado Achilles 2 é omaior nível de segurança dado pela wurldtech atualmente. Então podemos assegurarque mesmo tendo simplifcado o escopo de hardware para atender as necessidades domercado de PCH não diminuimos o nível de segurança envolvido na solução.

Na solução para PCH mantemos a comunicação IEC104 para enviar dadospara o centro de controle da empresa ou diretamente para os centros de controleda ONS, a redundância de módulos de comunicação que antes existia na soluçãopara UHE foi trocada por um cartão simples a fim de reduzir custos, porém com umcartão conseguimos atender aos requisitos de ter um protocolo confiável, robusto ecom estampa de tempo, e também a disponibilidade do controlador como um todo ,incluindo o cartão de comunicação mantem-se em 99,9%, atendendo aos requisitos dedisponibilidade exigidos pela ONS.O módulo possui uma banda de 100Mb, o suficientepara enviar todos os dados digitais, analógicos e variáveis de sistema dos controladorespara os centros de operação, mais do que suficiente se considerarmos que o máximode memória que é possível ser usada pelo controlador é de 64Mb, e dificilmente essaquantidade de memória é usada, mesmo em unidades geradoras de grandes usinasque normalmente tem mais sensores e equipamentos ligados.

A solução usada para atender ao requisito do SOE com precisão de 1ms, foia mesma nas duas propostas de hardware, onde um cartão de contagem rápida éusado para receber o sinal de um GPS, através do protocolo de sincronismo IRIG-B,então uma lógica no controlador usara esses pulsos recebidos no cartão de contagemrápida para sincronizar o relógio da CPU, e assim ter todos os controladores da plantacom o mesmo sincronismo de tempo, e assim ter confiabiidade no sequenciamentodos eventos de toda a usina. As entradas digitais tem um tempo de resposta de 0,5ms


para garantir que nenhuma mudança nas entradas seja perdida, após ocorrer algumevento esse dado sera estampado e enviado para o controlador, que organizará essedado para colocá-lo no cabeçalho do protocolo IEC104 e enviá-lo para os centros deoperação.

Na solução para PCH manteve-se os cartões de comunicação serial,que tema capacidade de comunicação nos padrões RS-232 e RS-485, além de falar diversosprotocolos seriais como o Modbus RTU, um protocolo amplamente usado no mercado,e assim possibiliar a comunicação com equipamentos antigos que usem esse protocolona usina, ou equipamentos novos mas que por serem de menor custo ainda utilizamprotocolos seriais como o Modbus RTU.

O fato de ter sido usado uma CPU na remota de I/O, se deve a uma questão degarantia para atingirmos 1ms de precisão na estampa do SOE, pois esse procedimentorequer um processamento adequado para manter a precisão, além de poder ser imple-mentadas lógicas locais, para no caso de perder-se a comunicação com o controladorprincipal a remota possa atuar em alguns pontos para manter o sistema funcionando oulevá-lo para alguma situação que não apresente riscos aos ativos, assim melhorando adisponibilidade do processo e segurança.

A escolha de manter a CPU de mais alta performance nos controladores dasunidades geradoras se deve ao fato de que, por serem CPUs de alta performancecom uma memória de armazenamento grande para o mercado de controladores, quecontam com processadores dual core, possibilitam ao cliente processamento suficientepara que o mesmo possa implementar junto com a lógica de controle das geradoras,as lógicas para que o controlador desempenhe também as funções de regulador detensão e regulador de velocidade, podendo iassim diminuir a quantidade de hardwareenvolvidos nesses dois equipamentos, que em usinas antigas costumam ter muitaspartes mecânicas, com um menor desempenho,maior índice de quebra e necessidadede manunteção e de ajustes mais difíceis do que um regulador de tensão e velocidadeimplementado via lógica digital.

A rede de comunicação que na solução para UHE era um anel em fibra óptica,proporcionando redundância da rede pois usava protocolo MRP dando maior dispo-nibilidade a comunicação, e o uso da fibra óptica evitava problemas por interferênciaeletromagnéticas a que cabos elétricos de par trançado estão sujeitos. Porém paraa solução da PCH para atender ao intuito de redução de custos, a rede em anel foitrocada por uma rede em estrela, assim foi possível diminuir o número de switches,e os switches gerenciáveis que são mais caros foram trocados por um único switchnão gerenciável. Para a PCH não a necessidade de comunicação em fibra óptica, vistoque as distâncias entre unidades geradoras, serviços auxiliares e central de controlenão passa de dezenas de metros, podendo ser usado cabo elétrico normal sem ter


problemas com interferência.

Nas duas soluções os módulos dos CLPs tem a capacidade de serem trocados aquente,isto é: caso algum módulo apresente defeito, é possível fazer a troca do mesmosem que o sistema precise ser desligado, e inserindo um novo cartão igual o sistemaautomaticamente o reconhece, agilizando assim o processo de manutenção e evitandouma parada total do sistema para troca de um módulo.

Essa solução de hardware vai proporcionar ao cliente a possibilidade de automa-tizar todo o processo da usina, para que a mesma possa operar de forma automáticae desassistida caso haja necessidade.Como a usina só opera no período comercial,pois maior parte da usina é manual e necessita de um operador para operar todoo processo, e o a empresa optava por ter apenas um operador de segunda-feira asexta-feira, a usina só operava 40h por semana, visto que era inseguro e impraticáveldeixar a usina operando sem ter alguém para realizar os devidos ajustes nos equipa-mentos e certificar-se que não havia nada de errado, e por isso a energia asseguradada usina é tão baixa. Com a automação total da usina haverá a possibilidade de operara mesma 24h por dia, 7 dias na semanas,mais do que quadruplicando o tempo deoperação da mesma, isso trará uma acréscimo considerável ao montante de energiaassegurada pela PCH, e o valor da energia assegurada vendida tem um valor demercado muito maior que o da energia secundária vendida, só para termos uma idéiados ganhos podemos fazem um cálculo de quanto de renda a mais trará a empresa sea energia assegurada for dobrada, lembrando que com a automatização da usina otempo de operação será mais que quadruplicado além da automação trazer um ganhode performance, então a duplicação da energia assegurada não será uma meta difícilde atingir:

Um ganho de 0,69 MW na energia assegurada pela usina, considerando 365dias de operação, 24h por dia, e um preço médio da energia de R$ 150 por MW/h (valor do MW/h varia entre R$ 100 e R$ 230 em 2017) , valor esse que não é o maisalto conseguido.

0,69 x 365 x 24 x 150 = R$ 904176

Com o dobro da energia assegurada, teriamos um acréscimo de 904176R$ emvenda de energia para a empresa, lembrando que com a automação será possívelmais que dobrar a energia assegurada, além de termos que contabilizar o fato quea produção de energia não assegurada também será maior, e apesar do valor devenda desse energia ser bem menor, também trará um acréscimo significativo aofaturamento da empresa. Podemos também concluir que o valor pago no hardwarede automação, lógico que para a automação da usina outros equipamentos serãonecessários, será pago em menos de um ano só pelo acréscimo do faturamentocausado pela modernização e automação da usina.


Outro ponto importante que será conseguido com esse hardware padrão paraPCH, é evitar que a empresa leve multas por indisponibilidade do sistema e por nãocumprir com os requisitos da ONS como SOE de 1ms e envio dos pontos para controlee supervisão da mesma, lembrando que no sub cápitulo sobre centros de operaçãoremota deste trabalho,vimos que as multas aplicadas pela ONS podem ser da casa dedezenas de milhares de reais até valores maiores.

Características Padrão UHE Padrão PCH

Disponibilidade sistema decontrole

99,999% 99,9%

Custo R$ 677000 R$ 367000

Requisitos ONS Cumpre Cumpre

Rede de comunicação Anel Estrela

RV e RT Digital Digital

Segurança cibernética Achilles 2 Achilles 2

SOE 1ms 1ms

Automação Atende Atende

Novas funcionalidades Sim Sim

Autoria própria

72

5 Conclusão

5.1 Conclusão

É possível adotar uma solução de menor custo, a fim de viabilizar o processode modernização e automação de uma PCH e tornar a solução mais competitiva nomercado, sem deixar que o sistema final não tenha condições de atender as exigênciaimpostas pela ONS, e sem deixar que o novo sistema não traga inúmeras vantagensao processo de manutenção e operação da PCH, além de aumentar signtificamentea disponibilidade da central, gerando acréscimo de renda pela adição na geração deenergia. O sistema mesmo com redução de custo possibilita que o processo sejateleoperado, trazendo a possibilidade da empresa em concentrar o controle das usinasem um único centro de comando, concentrando recursos e dimunuindo custos.

Para que o novo sistema traga todos os benefícios que as novas tecnologiastem a oferecer, é necessário fazer alterações e implementar novas funções ao projetooriginal, talvez até refazer do zero muitas coisas em virtude do antigo sistema apresen-tar processos manuais ou automatizados com equipamentos antigos. O sistemas deautomação proposto têm arquitetura e características muito diferentes do sistema queera usado na PCH em questão, principalmente nos quesitos de comunicação e distri-buição de funções dos equipamentos. O sistema elaborado se aplica tanto para casosde modernização como para novas instalações. Um modelo com a arquitetura básicado sistema de automação foi apresentado, ele pode ser ajustado para atender diferen-tes casos de PCH, dependendo do número de geradoras, investimento disponível eexigências do cliente quanto a performance e disponibilidade.

A solução proposta oferece muitas vantagens, uma das principais é a maiordisponibilidade e volume de dados para operação e para manutenção, ajudando osoperadores na tomada de decisão. Todos os dados do sistema são enviados atravésde uma única rede de comunicação até um controle central que envia os dados para ocentro de operação centralizado e posteriormente para ONS. Assim eliminamos a anti-gas “ilha de dados” existentes no sistema anterior que não tinha comunicação com ocentro de controle centralizado da empresa e assim não podia ser teleoperado nemdisponibilizava seus dados de forma automática e em tempo real. O desafio atual dasPCHs é a otimização dos processos e diminuição dos custos de O&M durante todoo período de concessão. Por serem empreendimentos de longo prazo necessitamde um planejamento sob risco de aumentos dos custos de O&M e consequentementediminuição dos lucros da empresa até levar o empreendimento a uma inviabilidadeeconômica.

Capítulo 5. Conclusão 73

Fatores como a distância de grandes centros, com pouca infra-estrutura e dedifícil acesso o que dificulta e encarece a construção de uma usina , necessidade deinvestimentos em novas linhas de transmissão para conectar a nova usina ao SIN, cus-tos com obras civis, desapropriação e burocracia com questões ambientais, fazem damodernização uma alternativa viável para acrescentar energia ao sistema elétrico, cominvestimentos, tempo de desenvolvimento e tempo de retorno dos investimentos meno-res, quando comparados ao da construção de uma nova PCH.

O estudo realizado nesse trabalho aborda alguns dos benefícios que umamodernização tem em relação à construção de uma nova PCH. Essa comparação temo objetivo de mostrar que a modernização é uma alternativa viável e que apresentaseus benefícios, mas não de substituir completamente a alternativa de se construirnovas PCHs, e que as duas alternativas podem ser complementares para suprir ademanda de energia necessária ao desenvolvimento do país.

As antigas PCHs brasileiras, que tem papel fundamental para o fornecimentode energia do país, tiveram sua concepção adequadas à legislação e exigências daépoca, contudo com o estabelecimento da consciência ambiental nos últimos anos,houve um aumento da burocracia para liberação de novas PCHs, além de mudançasnas legislação que tornam a modernização um processo menos burocrático do pontode vista ambiental, e de menores custos do que a construção de novas PCHs. Etambém a fim de diminuir os impactos ambientais gerados ao longo dos anos pelosempreendimentos, é de interesse das companhias uma melhor utilização dessesrecursos naturais, com a otimização do desempenho das PCH, otimização que podeser conseguida através da modernização.

Os sistemas de automação tiveram uma grande evolução nas últimas décadas.Essa evolução se deve principalmente aos grandes avanços em hardware, com o usode microprocessadores que possibilitam maior velocidade e capacidade, e de softwarecom o aumento da inteligência embutida nos equipamentos, com novas linguagense funcionalidades. As novas exigências de melhorias na operação e manutenção doprocesso de geração nasusinas hidrelétricas e também a necessidade de melhorar aqualidade e aumentar a con

fiabilidade do processo foram as motivações para o uso dessas novas tecnolo-gias e capacidades no sistema de supervisão e controle principalmente.

A preocupação em se ter sistemas padronizados é maior, tendo em vista tornarmais fácil a interoperabilidade e a intercambiabilidade entre sistemas distintos. Issoproporciona maior flexibilidade para as empresas de geração e tempo de vida maislongo para os sistemas das usinas. Além de tudo, a normatização proporciona inúmerosbenefícios desde a operação até a manutenção, tornando mais fácil o treinamento dasequipes de operação e manutenção.


A modernização dos sistemas auxiliares de PCHs são de extrema importânciapara o processo de modernização e automção das usinas, ainda mais pelo fato de queas PCHs brasileiras têm em média 30 anos de operação. Para garantir boas condiçõesoperacionais é necessário modernizar, principalmente o sistema de automação. Osnovos sistemas de automação garantem supervisão e controle do processo muitomelhores que os antigos sistemas muitas vezes não automatizados das PCHs. Con-siderando a idade da tecnologia utilizada nas PCHs antigas, é natural que em algummomento da vida dessas PCHs os sistemas de automação necessitem de moderniza-ção devido a muitos fatores,e um dos principais é a obsolescência dos equipamentos.Essas modernizações proporcionam pelo menos, prolongamento da vida útil da usina eaumento da disponibilidade, o que já seriam por si só bons motivos para o investimento.

Alguns motivos para a modernização se destacaram, a obsolescência e a faltade peças sobressalentes, que elevam os custos de manutenção da usina além deprovocar menor disponibilidade e necessidade frequente de paradas programadas eforçadas. O novo sistema pode ajudar a diminuir esses problemas: hardware e softwaremodulares e padronizados, fazendo com que a tecnologia usada tenha uma vida útilmaior e demore mais tempo a se tornar obsoleta, além de maior facilidade em repararou substituir peças pelo fato da modularidade e possibilidade de trocar equipamentossem parar o sistema.

Com o novo sistema é possivel a implementação de novas funcionalidades eaumento da qualidade da operação, facilita-se a integração entre sistemas, contantoque faça-se uso das novas funcionalidades, principalmente no quesito software, comum software mais moderno que atende aos padrões e tem mais funções tanto de progra-mação como de comunicação com equipamentos externos. Essa nova solução deverágerar ao sistema menos paradas : tanto as programadas para manutenções de rotinacomo também as forçadas, em virtude de que com a aquisição e análise de mais dadosdo processo, esses procedimentos tornam-se mais eficientes, consequentemente elaaumenta a disponibilidade do sistema.

As vantagens do novo sistema automatizado em relação ao sistema manualanterior justifi

cam o investimento necessário para a modernização. O custo de operação emanutenção do sistema automatizado, em especial com manutenção, tende a diminuirquando comparado com os custos antes da modernização. Espera-se que após amodernização do sistema. seja necessário apenas fazer atualizações simples, maiscaracterizadas como manutenções, e que sejam mais fáceis, em virtude das caracte-rísticas do novo sistema. Além do fato de o novo sistema apresentar maior facilidadepara substituição dos componentes do sistema, trazendo melhorias ao processo demanutenção e assim aumento da disponibilidade.


5.2 Trabalhos futuros

Seria interessante para um trabalho futuro, o acompanhamento da implementa-ção do novo sistema na usina, a fim de estudar mais afundo quais são as dificuldadesgeradas na prática em um processo de modernização de uma PCH, e também estudarquais são as melhorias e como usar as novas funcionalidades (maior quantidade dedados aquisitados, novas telas de supervisão, automatismo de processos, histórico dedados e novas linguagens de programação) do sistema de automação proposto a fimde melhorar a performance e trazer mais melhorias ao processo da usina.

76

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Anexos

Referências 79

Anexo 1

Figura 9 – O&M x Potência

Figura 10 – O&M x Idade