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UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
LUIZ ROBERTO ARAÚJO DA SILVA
METODOLOGIA PARA AQUISIÇÃO E IMPLANTAÇÃO DE SISTEMA DIGITAL
DE AUTOMAÇÃO COM A UTILIZAÇÃO DA NORMA IEC 61850 – ESTUDO DE
CASO: SUBESTAÇÃO PARAMBU (69 - 13,8 kV)
FORTALEZA
2013
ii
LUIZ ROBERTO ARAÚJO DA SILVA
METODOLOGIA PARA AQUISIÇÃO E IMPLANTAÇÃO DE SISTEMA DIGITAL
DE AUTOMAÇÃO COM A UTILIZAÇÃO DA NORMA IEC 61850 – ESTUDO DE
CASO: SUBESTAÇÃO PARAMBU (69 - 13,8 kV)
Trabalho final de curso apresentado à
Coordenação do Curso de Engenharia Elétrica
da Universidade Federal do Ceará, como
requisito parcial para a obtenção do Título de
Bacharel em Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. Msc. Raimundo Furtado
Sampaio
Coorientador: Prof. Msc. Tomaz Nunes
Cavalcante Neto
FORTALEZA
2013
iii
LUIZ ROBERTO ARAÚJO DA SILVA
METODOLOGIA PARA AQUISIÇÃO E IMPLANTAÇÃO DE SISTEMA DIGITAL
DE AUTOMAÇÃO COM A UTILIZAÇÃO DA NORMA IEC 61850 – ESTUDO DE
CASO: SUBESTAÇÃO PARAMBU (69 - 13,8 kV)
Trabalho final de curso apresentado à
Coordenação do Curso de Engenharia Elétrica
da Universidade Federal do Ceará, como
requisito parcial para a obtenção do Título de
Bacharel em Engenharia Elétrica.
APROVADO EM, ___/___/______
BANCA EXAMINADORA
___________________________________________
Prof. Msc. Raimundo Furtado Sampaio (Orientador)
Universidade Federal do Ceará (UFC)
___________________________________________
Prof. Msc Tomaz Nunes Cavalcante Neto (Coorientador)
Universidade Federal do Ceará (UFC)
___________________________________________
Eng. Luiz Chaves Neto
Companhia Energética do Ceará (COELCE)
iv
A Deus.
Aos meus pais, Roberto e Célia.
A minha namorada Aduana e a todos os
familiares, amigos e espíritos de luz.
v
AGRADECIMENTOS
Só cheguei até aqui graças ao apoio e amor incondicional de meus pais que me
mostraram que nem sempre o caminho mais fácil é o caminho correto e que o caminho
correto nem sempre é o mais fácil.
Agradeço a minha mãe, Dona Célia, que, muitas e muitas vezes, se sacrificou por
mim, deixando de comprar alguma coisa que ela necessitava para satisfazer um desejo meu.
Mãe, hoje eu que irei satisfazer todas as suas necessidades.
Agradeço ao meu pai, Roberto, que morando em um estado diferente nunca
deixou de estar comigo. Sempre acordando as 04:00 da manhã de domingo a domingo para
trabalhar na padaria. Pai, hoje eu digo: pode voltar para casa.
Agradeço aos meus avós, Dona Salvelina e Seu Joaquim (in memorian) que nos
receberam em sua casa quando nos mudamos do Rio para Fortaleza. Apesar de ter convivido
pouco tempo com meu avô sempre me lembro de suas brincadeiras, às vezes dolorosas, como
seus beliscões que machucavam, mas hoje eu dou risada quando lembro. Minha vó como se
diz por ai, é uma figura, a matriarca da família aquela que sempre acolhe quando precisamos.
Fico feliz de ela poder participar desta minha conquista.
Agradeço a minha tia Iracilda que além de ser tia e minha madrinha foi minha
mãe também.
Agradeço a todos os familiares, tios, tias, primos e amigos que de algum modo
sempre estiveram prontos a me ajudar. Em especial a tia Regina (que me amamentou e por
isso posso chamar de mãe), a minha prima Adriana que sempre me apoiou e me tratou como a
um irmão e ao seu pai, tio Edilberto, que na distância do meu pai, sempre esteve comigo
quando precisei.
Por último e isso foi proposital, gostaria de agradecer a minha namorada Aduana
que, sem sombra de dúvida, depois de minha mãe, foi à pessoa que mais me apoiou durante
essa jornada acadêmica. Durante minhas angústias, sempre me animava e me dizia que no
final tudo ia dar certo, pois é Aduana agora deu tudo certo.
vi
“Sob o manto da noite que me cobre,
negro como as profundezas de lado a lado,
agradeço a todos os deuses
pela minha alma inconquistável.
Nas garras cruéis das circunstâncias
eu não estremeci e nem gritei.
Sob os golpes do destino
minha cabeça sangra, mas não se curva.
Além deste lugar de ira e lágrimas
assoma o horror das sombras,
Ainda assim, a ameaça dos anos me
encontra, e me encontrará sempre destemido.
Não importa quão estreito seja o portão,
Quão profusa de castigos seja a lista.
Eu sou o senhor do meu destino
Eu sou o capitão da minha alma.”
William Ernest Henley
vii
RESUMO
O presente trabalho apresenta de forma sucinta e didática uma metodologia para a
contratação/aquisição e implantação de um Sistema Digital de Automação (SDA), também
denominado Sistema Digital de Medição, Proteção, Comando, Controle e Supervisão de
Subestações (MPCCS) ou Sistema de Automação de Subestação (SAS). A metodologia
apresentada é baseada nos procedimentos de aquisição de SAS da Companhia Energética do
Estado do Ceará (Coelce) empresa que possui a concessão para distribuição da energia no
estado do Ceará. Nesta monografia é apresentada a revisão bibliográfica sobre Sistemas de
Automação de Subestações (SAS), dando ênfase ao estudo sobre a norma IEC 61850,
detalhando de forma sucinta cada capítulo da norma e destacando suas vantagens para
automação de subestações. Por fim, é apresentado o processo de implantação de um SAS com
o protocolo de comunicação IEC 61.850 na SE Parambu, 69-13,8 kV, subestação de
distribuição de energia elétrica da cidade de Parambu no estado do Ceará.
Palavras chave: Sistemas de automação de subestação, Protocolo de comunicação IEC
61850, Subestações de energia elétrica, Relés, IED’s.
viii
ABSTRACT
This paper briefly presents a methodology and didactics for hiring / acquisition
and implementation of a Digital System Automation (SDA), also called Digital Measurement
System, Protection, Command, Control and Supervision of Substations (MPCCS) or System
Substation automation (SAS). The methodology presented is based on the procurement
procedures of SAS Energy Company of the State of Ceará (Coelce) company that has the
concession to distribute electricity in the state of Ceará. This monograph presents the
literature review on Substation Automation Systems (SAS), emphasizing the study of the IEC
61850 standard, detailing succinctly norm of each chapter and highlighting its advantages for
substation automation. Finally, we present the process of deploying a SAS with the IEC
61850 communication protocol in SE Parambu, 69 to 13.8 kV distribution substation
electricity Parambu city in the state of Ceará.
Keywords: Systems substation automation, IEC 61850 communication protocol, electrical
substations, relays, IEDs.
ix
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Níveis hierárquicos do sistema de automação de subestações................ 5
Figura 2: Camadas de Rede - RM - OSI, alocação de dispositivos. ...................... 10
Figura 3 - Pilha de comunicação do protocolo IEC 60870-5-101 ......................... 12
Figura 4 - Pilha de comunicação do protocolo IEC 60870-5-104 ......................... 12
Figura 5 - Pilha de comunicação ModBus ............................................................. 15
Figura 6 - Topologia em barramento simples ........................................................ 16
Figura 7 - Topologia em Estrela ............................................................................ 16
Figura 8 - Topologia em Anel ............................................................................... 17
Figura 9 - Camadas da arquitetura TCP/IP ............................................................ 19
Figura 10-Principais protocolos de comunicação .................................................. 34
Figura 11 - Níveis hierárquicos em uma subestação e suas interfaces logicas ...... 37
Figura 12 - Nós lógicos e suas ligações ................................................................. 39
Figura 13 - Alocação do nó lógico ........................................................................ 40
Figura 14 - Arvore de informações de nó logico XCBR1. .................................... 41
Figura 15 - Sistema com arquitetura SCL ............................................................. 42
Figura 16 - Pilha de protocolos IEC 61850 simplificada ...................................... 45
Figura 17 - Retransmissão de mensagens GOOSE ............................................... 46
Figura 18 - Arquitetura para automação apenas com barramento de Estação ....... 48
Figura 19 - Arquitetura para automação com o barramento de Processo .............. 48
Figura 20 - Subestação de Distribuição Parambu .................................................. 52
Figura 21 - UCP SEPAM S80 ............................................................................... 54
Figura 22 - Relé AREVA modelo P632. ............................................................... 56
Figura 23 - Relé AREVA P142 ............................................................................. 59
Figura 24 - UCS FOXBORO SCD 5200 ............................................................... 61
Figura 25- Armário 1 de automação SED - Parambu ............................................ 62
Figura 26 - Tela inicial da IHM - Parambu ........................................................... 63
Figura 27- Segunda Tela da IHM- Parambu.......................................................... 63
Figura 28- Terceira tela da IHM - Parambu .......................................................... 64
Figura 29 - Quarta tela da IHM - Parambu ............................................................ 64
Figura 30 - Quinta tela da IHM- Parambu ............................................................. 65
Figura 31 - Armário 2 de automação da SED Parambu ....................................... 65
x
Figura 32 - Armário 3 de automação da SED Parambu ....................................... 66
Figura 33 - conexão dos relés de supervisão ao Switch ........................................ 67
Figura 34 - Funcionamento da função 50BF ......................................................... 68
Figura 35- Diagrama Logico da função 50BF ....................................................... 69
Figura 36 - Diagrama Lógico da função de Seletividade Lógica .......................... 70
Figura 37 - Mapeamento da função de sequencia negativa via IEC 61850 ........... 72
Figura 38 - Modelagem dos dados da SED Parambu ............................................ 72
Figura 39 - Mapeamento da função de sequencia negativa via IEC 60870-5-104 73
Figura 40 - Mapeamento da função de sequencia negativa no padra IEC-101 ..... 74
xi
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Camadas definidas com descrição de funções básicas, RM-OSI ......... 10
Tabela 2 - Canais de comunicação para Redes WAN. .......................................... 18
Tabela 3- Alguns protocolos da camada de aplicação, TCP/IP ............................. 19
Tabela 4 - Alguns protocolos da camada de transporte, TCP/IP. .......................... 20
Tabela 5 - Alguns protocolos da camada de inter-Rede, TCP/IP .......................... 20
Tabela 6 - Alguns protocolos da camada de Rede, TCP/IP ................................... 20
Tabela 7: Parâmetros ambientais ........................................................................... 22
Tabela 8: Características principais do sistema elétrico ........................................ 23
Tabela 9 - Etapas do Projeto de Automação ......................................................... 24
Tabela 10: Anexos da Carta Convite ..................................................................... 25
Tabela 11 - Estruturação da norma IEC 61850 ..................................................... 35
Tabela 12: Interfaces logicas ................................................................................. 38
Tabela 13 - Grupos de nós lógicos ........................................................................ 39
Tabela 14: Arquivos SCL e sua extensão .............................................................. 42
Tabela 15 - Classificação das mensagens quanto ao tipo ...................................... 44
Tabela 16 - Entradas Digitais do Disjuntor geral de alta ....................................... 53
Tabela 17 - Saídas Digitais do Disjuntor geral de alta .......................................... 54
Tabela 18 - Entradas Analógicas Disjuntor geral de alta ...................................... 54
Tabela 19 - Entradas Digitais do transformador SIEMENS .................................. 55
Tabela 20 - Saídas Digitais do transformador SIEMENS ..................................... 55
Tabela 21 – Entradas analógicas do transformador SIEMENS ............................. 56
Tabela 22 – Entradas digitais do disjuntor de média tensão .................................. 57
Tabela 23 – Saídas digitais do disjuntor geral de média tensão ............................ 57
Tabela 24 – Entradas digitais dos alimentadores de 15 kV ................................... 58
Tabela 25 – Saídas digitais dos alimentadores de 15kV........................................ 58
Tabela 26 – Entradas digitais do banco de capacitores ......................................... 59
Tabela 27 – Saídas digitais do banco de capacitores ............................................. 60
Tabela 28 - Entradas digitais da UCS .................................................................... 60
xiii
Sumário
LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................... ix
LISTA DE TABELAS .............................................................................................................. xi
CAPÍTULO 1 ............................................................................................................................. 2
INTRODUÇÃO .......................................................................................................................... 2
1.1 Justificativa ........................................................................................................ 3
1.2 Objetivos Gerais ................................................................................................ 3
1.3 Estrutura da Monografia ................................................................................. 4
CAPÍTULO 2 ............................................................................................................................. 5
REVISÃO BIBLIOGRAFICA ................................................................................................... 5
2.1 – Introdução .......................................................................................................... 5
2.2 – Aspectos Conceituais da Automação de Subestações ..................................... 5
2.2. – Componentes dos sistemas de automação ...................................................... 7
2.2.1 – Sistema de supervisão, Controle e Aquisição de Dados (SCADA) ....... 7
2.2.2 –IHM’s e UCS’s ........................................................................................ 7
2.2.3 – Inteligent Eletronic Device (IED) ......................................................... 8
2.3 – Redes de comunicação....................................................................................... 8
2.3.1 – Protocolos de comunicação e suas camadas ......................................... 8
2.3.1.1 – Protocolo IEC 60870-101 .......................................................... 11
2.3.1.2 – Protocolo IEC 60870-104 .......................................................... 12
2.3.1.3 – Distribuited Networks Protocol 3.0 (DNP 3.0) ......................... 12
2.3.1.4 – ModBus ...................................................................................... 14
2.3.2 – Redes Locais, Redes WAN e TCP/IP................................................... 15
2.3.2.1 Redes Locais (LANs) .................................................................... 15
2.3.2.2 Redes WAN ................................................................................... 17
2.3.2.3 Internet e TCP/IP.......................................................................... 18
xiv
2.4 – Conclusão ......................................................................................................... 20
CAPÍTULO 3 ........................................................................................................................... 22
METODOLOGIA PARA AQUISIÇÃO E IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE
AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÃO ....................................................................................... 22
3.1 – Introdução ........................................................................................................ 22
3.2 - Procedimentos para a implantação do SDA .................................................. 22
3.3 ETAPAS DO PROCESSO DE AUTOMAÇÃO .............................................. 24
3.3.1 Projeto de Investimento .......................................................................... 24
3.3.2 – Processo de compra .............................................................................. 25
3.3.3 – Análise das propostas técnicas ............................................................ 26
3.3.3.1 – Escopo do fornecimento ............................................................ 26
3.3.3.2 – Requisitos de qualidade ............................................................. 26
3.3.3.3 – Condições de serviço .................................................................. 26
3.3.3.4 – Características Gerais para o Sistema Digital de Automação . 27
3.3.3.5 – Base de Dados ............................................................................ 27
3.3.3.6 – Aquisição e Processamento de Dados ....................................... 27
3.3.3.7 – Característica da UCS/IHM ...................................................... 27
3.3.3.8 – Características Construtivas ...................................................... 27
3.3.3.9 – Peças Sobressalentes ................................................................. 28
3.3.3.10 – Inspeções e Testes de Aceitação .............................................. 28
3.3.3.11 – Informações Técnicas .............................................................. 28
3.3.3.12 – Garantias .................................................................................. 28
3.3.3.13 – Anexos ...................................................................................... 29
3.3.4– Testes de Validação e Aceitação da Proposta Técnica ........................ 29
3.3.5– Detalhamento do Fornecimento (Workstatement) .............................. 29
3.3.6 – Assinatura do Contrato ........................................................................ 31
3.3.7 – Elaboração e Análise do Projeto ......................................................... 31
xv
3.3.8 – Capacitação .......................................................................................... 32
3.3.9 – Inspeção Técnica e Testes de Aceitação em Fábrica.......................... 32
3.3.10 – Execução e Acompanhamento da Obra ............................................ 32
3.3.11 – Teste de Aceitação em Campo ........................................................... 33
3.3.12 – Recepção da Obra .............................................................................. 33
3.3.13 – Manutenção e Operação .................................................................... 33
3.4 – Conclusão ......................................................................................................... 33
CAPÍTULO 4 ........................................................................................................................... 34
IEC 61850: A NORMA E SEUS CONCEITOS ...................................................................... 34
4.1 – Introdução ........................................................................................................ 34
4.2 Contextualização Histórica ................................................................................ 34
4.3 A Norma e Seus Princípios ................................................................................ 35
4.3.1 Capítulo 1- introdução e visão global..................................................... 35
4.3.1.1 Abstract Communication Service interface (ACSI) .................... 36
4.2.1.1 Vão ou Bay ................................................................................. 36
4.2.1.2 Objeto de dados (Data Object) ................................................... 36
4.2.1.3 Interoperabilidade ...................................................................... 36
4.2.2 Capitulo 2 - Glossário ............................................................................ 36
4.2.3 Capitulo 3 – Requisitos Gerais ............................................................. 36
4.2.4 Capítulo 4 – Gerenciamento do Sistema e Projeto .............................. 36
4.2.5 Capitulo 5 – Requisitos de Comunicação para Funções e Modelos de
Dispositivos 37
4.2.5.1 Conceito de Nó Logico ............................................................... 38
4.2.6 Capítulo 6 - Configuração da linguagem de descrição para
comunicação em subestações com IEDs. ....................................................................... 41
4.2.7 Capítulo 7 - Estruturas de comunicação básicas para subestações e
alimentadores 43
xvi
4.2.8 Capítulo 8 - Mapeamento para MMS (ISO/IEC 9506-1 e ISO/IEC
9506-2) e para ISO/IEC8802-3 ....................................................................................... 43
4.2.9 Capítulo 9 - Valores amostrados sobre link unidirecional multidrop
ponto-a-ponto. 46
4.2.10 Capítulo 10 - Testes de conformidade. ................................................ 46
4.4Vantagens de se utilizar a norma IEC 61850 .................................................... 47
4.4.1 Criação do barramento de processo ....................................................... 47
4.4.2 Interoperabilidade ................................................................................... 49
4.5 – Conclusão ......................................................................................................... 50
CAPÍTULO 5 ........................................................................................................................... 51
ESTUDO DE CASO: SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DA SE PARAMBU ........................... 51
5.1 – Introdução ........................................................................................................ 51
5.2 – Descrição Física da Subestação ...................................................................... 51
5.2.1 – Diagramas da Subestação .................................................................... 52
5.3 - Especificação dos Pontos de Automação do Nível 1 (IEDs) do SAS. ........... 53
5.3.1 – Pontos de Automação do Vão de Entrada de Linha e Disjuntor Geral
de Alta do Transformador ............................................................................................... 53
5.3.2 – Pontos de Automação do Vão do Transformador .............................. 55
5.3.3 – Pontos de Automação do Vão do Disjuntor de Média Tensão ........... 57
5.3.4 – Disjuntores de alimentador de 15kV ................................................... 57
5.3.5 – Banco de Capacitores em 15kV ........................................................... 59
5.3.6 – Serviço Auxiliar (CC e CA), Intrusão, Fumaça e Temperatura ........ 60
5.4 – Arquitetura do sistema de automação ........................................................... 62
5.4.1 Painel 1 .................................................................................................... 62
5.4.1.1 SEPAM S80 ................................................................................... 62
5.4.1.2 IHM................................................................................................ 63
5.4.2 Painel 2 .................................................................................................... 65
5.4.3 Painel 3 .................................................................................................... 66
xvii
5.5 - Atuação da proteção via IEC 61850 ............................................................... 68
5.5.1 - Falha do disjuntor - 50BF ................................................................. 68
5.5.1.1- Diagrama Lógico da função 50BF ............................................. 69
5.5.2 - Seletividade Lógica ............................................................................ 70
5.5.2.1 - Diagrama Lógico da Função Seletividade Lógica .................... 70
5.6 - Mapeamento de funções .................................................................................. 71
CAPÍTULO 6 ........................................................................................................................... 75
CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS ........................................................................ 75
6.1 - Conclusões......................................................................................................... 75
6.2 – Trabalhos Futuros ........................................................................................... 76
REFERÊNCIAS ....................................................................................................................... 77
ANEXOS .................................................................................................................................. 80
2
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
Uma das condições primordiais para que um país possa se desenvolver e garantir
a sua colocação dentre os países economicamente mais desenvolvidos é que sua rede elétrica
alcance todas as regiões nacionais, não importando as distâncias ou barreiras geográficas,
garantindo que esta energia chegue ao consumidor final, seja ele uma grande indústria ou um
consumidor baixa renda, respeitando todas as normas de qualidade e de prestação de serviço.
O Brasil, sendo um país de tamanho continental tem grandes desafios para o
cumprimento desta necessidade. Visto que nossa matriz energética é principalmente de base
hidroelétrica localizada no interior do país e as grandes cargas consumidoras localizam-se na
sua grande maioria na costa brasileira. Assim faz-se necessário a existência de grandes linhas
de transmissão e distribuição que se interligam nas subestações de energia elétrica espalhadas
pelo Brasil, garantindo, assim, o escoamento da potência em diversos pontos do país.
É de responsabilidade das concessionarias do país, empresas responsáveis pelo
serviço de distribuição de energia elétrica, garantir os padrões de qualidade e de serviço
impostos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Sendo assim, essas empresas,
cada vez mais, investem enormes quantias de dinheiro em sistemas digitais integrados de
Medição, Proteção, Comando, Controle e Supervisão (MPCCS) de subestações, facilitando,
assim, a manutenção do sistema elétrico e aumentando consideravelmente a confiabilidade do
sistema.
Dentre as principais vantagens em se migrar de um sistema não automatizado para
um sistema automatizado de medição, comando e proteção estão:
Redução de cabos de controle nas canaletas e quadros de comando e
controle da subestação;
Redução de espaço nas casas de comando;
3
Diminuição de pontos para sinalização e comando dos equipamentos
digitais;
Maior compartilhamento das múltiplas informações obtidas pelos
equipamentos através de redes LAN;
Simplificação do projeto elétrico;
Aumento da redundância de dados dos sistemas primários e secundários
de proteção para os subsistemas de automação e controle com menor
custo e maior confiabilidade;
Centralização das informações e comandos através dos CCS (Centro de
Controle do Sistema).
Rede de local substituindo cabos de controle.
Maior confiabilidade do sistema de elétrico.
1.1 Justificativa
Apesar da grande importância, que hoje, os sistemas automatizados possuem e a
necessidade da melhoria continua desses sistemas, observa-se que muitas empresas e
indústrias ainda não possuem um sistema automatizado em suas subestações de energia.
Devido, muitas vezes, a falta de conhecimento de como deve ocorrer o processo de
automatização de seus sistemas ou ao retrogrado pensamento que automação é algo muito
complicado. Assim, este trabalho aborda uma metodologia para que as empresas possam
basear-se para a aquisição de seus sistemas e mostrar que a utilização da norma IEC 61850
“Communication networks and systems in substations” nestes sistemas é algo extremamente
vantajoso.
.
1.2 Objetivos Gerais
O principal objetivo deste trabalho é apresentar a metodologia para a aquisição e
implantação de Sistemas de Automação de Subestação com comunicação via protocolo de
comunicação IEC 61.850 digital de automação de uma subestação de distribuição de energia
elétrica. A metodologia apresentada é baseada nos procedimentos de aquisição de SAS da
Companhia Energética do Estado do Ceará (Coelce) empresa que possui a concessão para
distribuição da energia no estado do Ceará.
4
Como objetivo secundário deste trabalho temos a proposta de apresentar um
estudo da norma IEC 61850, mostrando sua origem, sua divisão e resumo dos capitulos para
que o leitor possa melhor compreender a abrangência da norma.
Por último, a aplicação da metodologia apresentada é mostrada através do
processo de implantação do SAS com o protocolo de comunicação IEC 61.850 na SE
Parambu, 69-13,8 kV, pertencente a Coelce, localizada na cidade de Parambu.
1.3 Estrutura da Monografia
O presente trabalho é constituído de 6 capítulos, onde no segundo capitulo é feito
uma revisão bibliográfica sobre Sistemas de Automação de Subestações e sobre alguns
protocolos de comunicação que são utilizados nestes sistemas. No capitulo 3 apresenta-se a
metodologia de contratação do sistema de MPCCS, no capitulo 4 faz-se um estudo sobre a
norma IEC 61850 onde mostra-se a sua divisão estrutural e o que cada capitulo da norma
aborda. No capitulo 5 mostra-se um estudo de caso da Subestação de distribuição (SED)
Parambu onde a metodologia de contratação explanada neste trabalho foi utilizada. No ultimo
capitulo faz-se a conclusão deste trabalho e a proposta de futuros trabalhos.
5
CAPÍTULO 2
REVISÃO BIBLIOGRAFICA
2.1 – Introdução
No presente capítulo é apresentada uma explanação sobre alguns tópicos
considerados de fundamental importância para um melhor entendimento dos assuntos
abordados no decorrer deste trabalho e a metodologia para aquisição do sistema digital de
automação de uma subestação, baseado no processo de compra da Coelce.
2.2 – Aspectos Conceituais da Automação de Subestações
Uma SE de energia elétrica é um tipo de instalação complexa, principalmente para
efetuar a sua automação. Existe um ambiente eletromagnético agressivo, há
necessidade de velocidade de processamento elevada e os processos não podem
aceitar comandos involuntários e/ou medições incorretas. As SEs, em conjunto com
as usinas de geração, representam um ponto chave no sistema elétrico, não
permitindo a interrupção no processo de fornecimento.(GRANDI, 2000, p. 29 apud
SANTOS et al, 99 )
O sistema de automação de uma subestação visa sempre à melhoria contínua de
todos os processos ocorridos dentro de uma subestação, assim, cada vez mais, as grandes
empresas e concessionárias de energia investem enormes quantias de dinheiro para a
modernização de seus sistemas. A Figura 1 ilustra os três níveis hierárquicos de automação
presentes em um sistema de automação.
Figura 1 - Níveis hierárquicos do sistema de automação de subestações
Fonte: SAMPAIO (2002)
Segundo Grandi (2000) um sistema de automação pode apresentar as seguintes
funções:
6
Monitoração: interfaces gráficas, com valores provenientes das medidas
realizadas, além das indicações de estado dos equipamentos;
Alarmes: ato de notificar sobre a ocorrência de alterações naturais na
configuração da malha elétrica, como por exemplo o procedimento
operacional irregular de um equipamento, ou a ocorrência de violações dos
limites operativos das medições;
Comando Remoto: a ação de manobra em equipamentos de controle
realizados por operadores a partir de um sistema SCADA no Centro de
Operação do Sistema ou na Subestação ou através do frontal do relé;
Registro sequencial de eventos: registro da atuação de relés de proteção,
abertura e fechamento de disjuntores e chaves seccionadoras entre outras
indicações de estado;
Proteção: esquemas de proteção e controle planejados para assegurar
alimentação aos usuários, limitando a duração e a frequência de
interrupções, causadas por condições anormais do sistema. Função
realizada por equipamentos autônomos, como relés de proteção, seja por
meio de contatos auxiliares ou transferência de informação por enlaces de
comunicação de dados;
Armazenamento de Dados Históricos: medições, indicações de estado,
alarmes e ações executadas devem ser armazenadas, a fim de permitir
análise ou auditoria posterior;
Gráficos de tendência: possibilitar um exame da evolução das grandezas
analógicas no tempo em que durar uma determinada monitoração;
Intertravamento: execução de bloqueio ou liberação de ações de comando
em disjuntores ou chaves seccionadoras em função da topologia da
subestação, visando à segurança operativa desses equipamentos;
Religamento automático: o restabelecimento de um sistema elétrico em
caso de pane ou distúrbio;
Controle de Tensão e Potência Reativa: lógica de controle que visa manter
o nível de tensão e potência reativa nos barramentos, dentro de limites
preestabelecidos, através da alteração automática de taps de
transformadores e a inserção ou retirada parcial ou total de bancos de
capacitores;
7
Sincronização: tornar exatamente simultânea a ação de duas fontes do
sistema.
2.2. – Componentes dos sistemas de automação
2.2.1 – Sistema de supervisão, Controle e Aquisição de Dados (SCADA)
O sistema SCADA talvez seja o mais importante componente do sistema de
automação, visto que ele é o responsável pela supervisão, controle e aquisição dos dados de
campos enviados pelas Unidades Terminais Remotas (UTRs) ou Unidades de Controle da
Subestação (UCSs) no nível 2 e relés no nível 1 da automação das subestações. Estas
informações são enviadas ao centros de controles, permitindo assim que os operadores ou
responsáveis pela operação e manutenção do sistema elétrico possam comandar as
subestações de um único local, diminuindo a necessidade da presença de operadores em todas
as subestações.
Apesar de ser um elemento de fundamental importância para o sistema de
automação, o sistema SCADA, as funções de proteção, sinalização, monitoramento e
comando da subestação via relé de proteção devem ser independentes do sistema SCADA.
Isto é necessário, pois caso ocorra algum problema na comunicação entre o centro de controle
do sistema e a UCS ou entre a UCS e os relés, todas as funções do sistema de MPCCS da
subestação devem funcionar normalmente e as funções de proteção garantir a proteção do
sistema independente do sistema de comunicação.
2.2.2 –IHM’s e UCS’s
A Interface Homem Maquina (IHM), parte integrante do sistema supervisório
SCADA, é um ambiente gráfico que faz a interface entre o operador e o sistema elétrico da
subestação. Este sistema normalmente é instalado em um computador industrial, devido a sua
maior robustez e confiabilidade, requisito fundamental, visto que, a subestação de energia
elétrica é um ambiente muito adverso ao funcionamento de equipamentos eletrônicos.
As IHMs, em sua concepção inicial, eram plataformas proprietárias limitadas em seu
campo de atuação. Atualmente, baseadas na plataforma PC podem se comunicar via
Ethernet/TCP-IP a diversas redes (rede corporativa da concessionaria, por exemplo),
fazendo com que seu acesso possa ser feito tanto localmente, pelo operador do
sistema, como remotamente, através de programas específicos de aceso remoto
(Netmeeting, Dameware, VNC,etc).(GIROUX, 2012, p.27).
8
A Unidade Central do Sistema (UCS) é o equipamento responsável por fazer o
processamento dos eventos ocorridos na subestação e por meio da IHM informar ao operador
as ocorrências no sistema. Assim, via IHM o operador pode dentre outras ações, supervisionar
o sistema da subestação, executar comandos de manobra de equipamentos e coletar
oscilográfias. A seguir são destacadas algumas funções realizada pela UCS:
Gerenciamento da base dados (nível II e comunicação com nível III);
Gerenciamento das comunicações com o nível de aquisição inferior (nível
I). Adquirindo informações de telemetria e permitindo a consulta a
informações de manutenção e parametrização via rede local;
Gerenciamento das comunicações da IHM;
Alarmes e registros cronológicos dos eventos no nível II;
Logicas e automatismos do nível II;
Aquisição de entradas e saídas digitais gerais.
2.2.3 – Inteligent Eletronic Device (IED)
Os IEDs são os equipamentos responsáveis pela proteção, controle e supervisão
dos equipamentos das subestações, geralmente são divididos por bay ou por equipamento. No
passado, a proteção dos sistemas era feitas por relés eletromecânicos que não possuíam a
capacidade de se comunicar, sua única função era a proteção do sistema, caso houvesse um
curto no barramento o relé tinha a função de comandar a abertura do disjuntor por ele
supervisionado. Com a evolução da microeletrônica, os relés numéricos com protocolo IEC
61.850 possuem inúmeras funções a mais que os reles eletromecânicos, estáticos e digitais.
Dentre estas estão: troca de mensagens via rede Ethernet, obtenção de relatórios cronológicos
de eventos e a utilização de mensagens Generic Substacion Event (GSE).
2.3 – Redes de comunicação
A seguir abordaremos alguns tópicos sobre redes de comunicação de dados para
que o leitor possa melhor compreender o que será dito no capitulo quatro deste trabalho
2.3.1 – Protocolos de comunicação e suas camadas
Kurose e Ross (2006, p.07) afirmam que:
9
Um protocolo define o formato e a ordem das mensagens trocadas entre duas
entidades comunicantes, bem como ações realizadas na transmissão e/ou
recebimento de uma mensagem ou outro evento. [...] A internet e as redes de
computadores em geral fazem uso intenso de protocolos. Diferentes tipos de
protocolos são usados para realizar diferentes tarefas de comunicação.
“Quando a comunicação exige um grande numero de protocolos, eles são
agrupados em funcionalidade, formando uma camada. Por sua vez, o conjunto de camadas
(multicamadas) forma uma pilha de protocolos.” (MIRANDA, 2009, p.120 apud KUROSE et
al., 2006 )
(melhorar este parágrafo)Segundo Miranda (2009, p.120 apud MARTINS, 2002) a
seguir vemos os princípios de definição das sete camadas criadas pela International
Organization for Standardization (ISO) órgão responsável pela padronização do
funcionamento de computadores e demais dispositivos integrados por redes de comunicação
de dados. Este trabalho foi denominado de Reference Model – Open Systems Interconnection
(RM-OSI):
Cada camada corresponde a um nível de abstração necessária ao modelo;
Cada camada possui suas funções próprias e bem definidas;
As funções de cada camada foram escolhidas segundo a definição dos
protocolos normalizados internacionalmente;
A escolha das fronteiras entre cada camada deveria ser definida de modo
a minimizar o fluxo de informações nas interfaces;
O numero de camadas deve ser suficientemente grande para que funções
distintas não precisem ser colocadas na mesma camada e ser
suficientemente pequeno para que a arquitetura não se torne difícil de
controlar.
10
A Tabela 1 mostra a descrição de cada uma das camadas criada no RM-OSI
Tabela 1 - Camadas definidas com descrição de funções básicas, RM-OSI
Nome da Camada Descrição
7 – Aplicação Responsável por permitir que as aplicações do computador ou dispositivos possam acessar
a rede. Nessa camada, estão os protocolos ligados às aplicações utilizadas pelo usuário, tais
como: sistemas operacionais, correio eletrônico, Telnet, FTP e HTTP.
6 – Apresentação Trata como os diferentes sistemas representam os dados, através de uma formatação e
seleção da sintaxe adequada. Faz a conversão de diferentes formatos, como ASCII,
EBCDIC, para que possam ser apresentadas pelas aplicações, comprime/descomprime
textos, emula terminais virtuais e criptografa e descriptografa dados.
5 – Sessão Permite a autenticação do usuário (logon entre dois processos), controle e inicialização e
finalização de transações entre aplicações.
4 – Transporte É responsável por garantir a transferência de dados, entre origem e destino. Independente de
qual rede física é utilizada.
3 – Rede Cuida do endereçamento lógico e estabelecimento de rotas para o fluxo de mensagens.
2 – Enlace Faz a detecção e a correção de erros. Cuida do endereçamento físico e das regras de
intercambio de dados, executado por intermédio de um canal de comunicação.
1 – Físico Especifica, por exemplo, as conexões elétricas, cabos, pinagem, nível de voltagem ou pulsos
de luz e o sentido do fluxo de dados, sendo que a unidade de transmissão é o bit
representado pelos sinais elétricos.
Fonte: TANENBAUM (1997)
A Figura 2 utilizada no exemplo proposto por Sousa exemplifica a interação
existente entre as sete camadas da pilha de comunicação.
Figura 2: Camadas de Rede - RM - OSI, alocação de dispositivos.
Fonte: (SOUSA, 2002)
Como verificado na Figura 10, existem inúmeros protocolos de comunicação
atualmente sendo utilizados, onde cada um deles apresenta as suas características e o seu
11
próprio modelo de formatação de mensagens. A seguir são apresentados os quatro protocolos
mais utilizados no Brasil na automação dos Sistema Elétrico de Potencia (SEP).
2.3.1.1 – Protocolo IEC 60870-101
O protocolo de comunicação produzido pela International Electrotechnical
Commission (IEC), em seu 57º Technical Committe (TC-57), sobre a responsabilidade do 3º
Working group (WG-03). O IEC 60870-5-101 retrata a comunicação do sistema de
telecontrole da subestação, ou seja, toda a comunicação existente entre o sistema SCADA do
centro de controle e a UCS.
Segundo Sampaio (2003) a norma baseia-se nos cinco documentos a seguir:
870-5-1: Relacionado aos formatos e tipos de frames de transmissão,
bem como os requisitos e condições específicas para a transmissão de
dados em sistemas de telemetria;
870-5-2: Descreve os processos e estruturas de transmissão de dados da
camada link responsável por promover um trânsito íntegro de dados
através de um link físico;
870-5-3: Define as regras para a estruturação de dados a nível de
aplicação. A camada de aplicação é responsável pela interação direta do
usuário com o sistema. Essas regras são utilizadas como padrões
genéricos para dar suporte à área de telecomunicações;
870-5-4: define as regras para os tipos de elementos de dados utilizados
nas trocas de mensagens. O objetivo é padronizar os tipos de dados de
modo a definir tipos únicos para representar elementos digitais;
870-5-5 Especifica as funções básicas utilizadas nos procedimentos de
controle de sistemas de telemetria e controle remoto, assim como
algumas regras para uma adequada troca de mensagens entre o nível de
aplicação entre o processo local e o remoto.
A pilha de comunicação do protocolo IEC60870-5-101 é baseada em uma
arquitetura de performance aprimorada (do inglês, Enhanced Performance Architecture-EPA)
de 3 camadas, onde uma quarta camada foi adicionada para que houvesse interoperabilidade
entre algumas funções como sincronização de tempo e transferência de arquivos. A Figura 3
mostra a representação da pilha de comunicação deste protocolo.
12
Figura 3 - Pilha de comunicação do protocolo IEC 60870-5-101
Fonte: (MAKHIJA, 2003)
2.3.1.2 – Protocolo IEC 60870-104
O protocolo IEC 60870-5-104 é uma extensão do protocolo IEC 60870-5-101,
dito anteriormente. Ele se caracteriza por modificações realizadas nos serviços da camada
física, de enlace, de transporte e de rede. Estas modificações tem o intuito de proporcionar a
utilização do padrão TCP/IP pelo protocolo IEC 60870-5-101 a seguir vemos a pilha de
comunicação utilizada por este protocolo
Figura 4 - Pilha de comunicação do protocolo IEC 60870-5-104
Fonte: GORDON et al, (2004)
2.3.1.3 – Distribuited Networks Protocol 3.0 (DNP 3.0)
13
“O DNP 3 é um padrão de telecomunicação que define a comunicação entre uma
estação mestre, uma unidade terminal remota (UTR) e outros dispositivos lógicos
Inteligentes.”(GORDON et al, 2004,p.66, tradução nossa.). Este protocolo foi criado em
meados de 1990 pela Westronic, atual GE Harris. Baseado no protocolo IEC 60870-5-103,
mantém a conformidade sobre à transmissão de dados entre estações mestres existente neste
primeiro. O DNP 3.0 é composta pelas seguintes documentações:
DNP3: Data link Layer
DNP3: Transport function
DNP3: Aplication Layer Specification
DNP3: Data Object Library
A pilha de comunicação utilizada pelo DNP3 é semelhante à utilizada pelo IEC
60870-5-101, porem é acrescida da camada de transporte.
De acordo com Giroux (2012, p.37 apud MAIA, 1998) as principais
características deste protocolo são:
Transferência de blocos de dados: Possui uma camada de transporte com
capacidade de transferência de até 2kbytes, podendo transferir tabelas de
configurações, algoritmos de controle e informações de prioridade;
Tipos de Mensagens: São dois tipos de mensagens: Com confirmação
(quando a prioridade é a confiabilidade, portanto receptor garante a
entrega da mensagem) e sem confirmação (quando a prioridade é o
desempenho e velocidade);
Arquitetura mestre-escravo: Permite relacionamento síncrono (operação
por varredura) e assíncrono (respostas não solicitadas, de iniciativa das
estações escravas);
Modos de endereçamento: Suporte a três modos distintos de
endereçamento: independentes para mestre-escravos, de grupo e
broadcasting;
Protocolo Carrier Sense Multiple Access (CSMA): Permite o
compartilhamento do meio físico de transmissão;
14
Tempo de propagação das mensagens: Sincronização dos relógios dos
vários equipamentos do sistema a partir do calculo do tempo de
propagação de mensagens;
Algoritmo Cyclic Redundancy Code (CRC): Redução da taxa de erros na
transmissão de mensagens, garantindo uma alta segurança nos dados;
Congelamento: Permite a obtenção de dados de um equipamento em um
determinado instante;
Níveis de prioridade: Estabelece a hierarquia das mensagens;
Registro de tempos: Permite o envio de mensagens de eventos sequenciais
de operação;
Objeto de dados: Orientados ao setor de energia elétrica (entrada binária,
saída binaria, entrada analógica, etc);
Arquitetura Enhanced Performance Architecture (EPA): Possibilita o alto
desempenho e a aplicação em equipamentos de pequeno porte;
Capacidade de endereçamento: Alta capacidade de endereçamento,
permitindo uma grande diversidade de equipamentos;
Independência do meio de comunicação: Permite comunicação através de
vários meios distintos (rádio, fibra óptica, cabo coaxial, etc);
Frame FT3: Proporciona alta taxa de transferência de dados com uma alta
eficiência (aproximadamente 78%).
2.3.1.4 – ModBus
O ModBus é um protocolo de mensagem que utiliza apenas a camada de
aplicação do RM-OSI, onde provê uma comunicação cliente/servidor entre dispositivos em
diferentes barramentos ou redes de comunicação.(MAKHIJA, 2003. tradução nossa.) A
comunicação entre dispositivos que utilizam o ModBus é feita através da técnica
mestre/escravo onde somente um dispositivo pode iniciar a comunicação(mestre) enquanto os
outros dispositivos(escravos) apenas informam o que foi solicitado pelo mestre ou fazem
alguma ação por ele solicitada.
A Figura 5 ilustra a pilha de comunicação utilizada pelo protocolo ModBus
15
Figura 5 - Pilha de comunicação ModBus
Fonte: HMS Industrial Networks
“O padrão ModBus/TCP foi criado originalmente pelo grupo Schineider e hoje é
um dos protocolos mais populares incorporados dentro dos frames TCP/IP de Ethernet.”
(MAKHIJA, 2003. tradução nossa.)
Porem devido ao fato de suas mensagens não possuírem uma estampa de tempo a
sua utilização fica limitada dentro do sistema de MPCCS da subestação.
2.3.2 – Redes Locais, Redes WAN e TCP/IP
No âmbito das subestações de energia elétrica, com a necessidade da otimização
dos sistemas de monitoramento, controle e proteção a utilização destes tipos de tecnologia é
vantajoso visto que a sua utilização traz aumento da velocidade de comunicação entre
dispositivos, os tempos de envios de mensagens são garantidos, existe uma maior segurança
no trafego de informações, há possibilidade de comunicação entre as varias redes que
compõem um Sistema Elétrico de Potência (SEP) distribuido, entre outros.
2.3.2.1 Redes Locais (LANs)
Miranda (2009, p.103) afirma que “As redes locais, LANs [Local Area network]
são redes privativas que apresentam seus dispositivos instalados em uma área restrita, como a
sala de uma subestação ou o prédio da usina elétrica, permitindo o compartilhamento de
recursos e a troca de informações.”
Cada equipamento conectado a rede é denominado de nó e as topologias físicas
desses nós mais utilizadas são:
16
a) Topologia em barramento
Figura 6 - Topologia em barramento simples
Fonte: INTERNET
As principais desvantagens dessa topologia segundo Miranda (2009) são:
Se houver uma grande quantidade de dados sendo transmitidos, ocorre
uma diminuição na taxa de transmissão, pois o meio de comunicação é
único para todos os dispositivos conectados no barramento.
Caso ocorra algum problema com o barramento, por exemplo, uma
ruptura do cabo, ou com dispositivos conectados ao barramento, pode
acontecer a interrupção do funcionamento de toda a rede
Para se aumentar a confiabilidade do sistema e evitar a interrupção da
comunicação, normalmente se adiciona um segundo barramento ao sistema onde este
funcionará como uma retaguarda para o sistema de comunicação. Faz-se necessário que cada
equipamento esteja conectado aos dois barramentos para se garantir a redundância da
comunicação.
b) Topologia em estrela
Figura 7 - Topologia em Estrela
Fonte: INTERNET
17
De acordo com Miranda (apud SOARES et al, 1995) as principais desvantagens
desta topologia são:
A rede pode ser paralisada se houver uma falha no dispositivo central;
Apresenta um custo maior de instalação, devido ao componente
centralizador e maior quantidade de cabos, pois cada dispositivo deve ser
conectado diretamente no dispositivo centralizador.
Novamente para se aumentar a confiabilidade desta topologia utiliza-se um
segundo anel de comunicação, onde o segundo anel serve de backup do primeiro, como
consequência há o aumento do custo de implantação.
c) Topologia em anel
Figura 8 - Topologia em Anel
Fonte: (INTERNET)
Esta topologia apresenta os componentes da rede ligados a um anel central de
comunicação. O sinal transmitido percorre a rede em uma única direção. As principais
desvantagens desta topologia são:
Falha de um dispositivo pode afetar o restante da rede;
Para ampliar a rede é necessária sua paralização.
2.3.2.2 Redes WAN
As redes WAN (Wide Area Network) basicamente são as interligaçãões de
inúmeras redes locais, esta interligação pode espalhar-se por uma grande área geográfica não
ficando restrita somente a sala de comando das subestações. A Tabela 2 mostra os canais de
comunicação utilizados pelas redes WAN.
18
Tabela 2 - Canais de comunicação para Redes WAN.
Conexões em
Redes WAN
Descrição
Circuitos diretos
dedicados
Denominados de Linha Privativa de Comunicação de Dados (LPCD) ou Leased Line. São
circuitos ponto a ponto, que conectam fixamente dois pontos de uma rede, com velocidades
de 64 kbps a 34 Mbps ou mais, como, por exemplo, enlaces de micro-ondas, satélite, fibras
ópticas e pares metálicos
Conexões
comutadas por
telefone
Utilizam a rede telefônica ou a rede ISDN (Integrated Services Digital Network). São
conexões discadas, seriais e assíncronas, normalmente utilizadas em conexões temporárias
para backups no caso de falhas do circuito principal.
Conexões por
redes de pacotes
Utilizam redes compartilhadas através dos protocolos X.25, Frame Relay e ATM, também
chamadas de Packet-Switched. Redes comutadas por pacotes criam circuitos virtuais entre
origem e o destino para transmitir os dados.
Fonte: MIRANDA (2009 apud SOUSA, 2002 )
Os principais equipamentos que compõem uma rede WAN são:
Roteadores;
Gateways.
Os gateways são os equipamentos responsáveis pela conversão dos diferentes
protocolos utilizados em um sistema, assim seu papel torna-se indispensável em uma rede
que trafeguem diferentes protocolos de comunicação.
2.3.2.3 Internet e TCP/IP
Igualmente a todos os protocolos de comunicação que são organizados em
camadas a internet também tem a sua estruturação feita em camadas em que os protocolos
utilizados para essa arquitetura são:
TCP (Transmission Control Protocol);
IP (Internet Protocol).
Na verdade TCP/IP não são apenas dois protocolos, eles são uma pilha de
protocolos onde nesta pilha podemos encontrar muitos outros protocolos. A Figura 9 ilustra as
quatro camadas da arquitetura TCP/IP em comparação as camadas definidas pelo sistema
RM-OSI.
19
Figura 9 - Camadas da arquitetura TCP/IP
Fonte: www.clubedohardware.com.br
Segundo Tanenbaum (1997); Palma e Prates (2000) e Farrel (2005) a arquitetura
TCP/IP divide seus processos da seguinte maneira:
a) Camada de aplicação:
Esta camada define os protocolos que interagem diretamente com o usuário, oferecendo os
serviços para as aplicações utilizadas, tais como os exemplificados na Tabela 3;
Tabela 3- Alguns protocolos da camada de aplicação, TCP/IP
Protocolo Descrição
Telnet Terminal Emulation: fornece emulação de terminais para acesso a sistemas de outros
dispositivos.
FTP File Transfer Protocol: faz a transferência de arquivos entre dispositivos.
SNTP Simple Network Management Protocol: coleta e analisa ocorrências na rede.
SMTP Simple Mail Transfer Protocol: protocolo de aplicação de correio eletrônico
HTTP Hyper Text Transfer Protocol: executa a comunicação entre browser e servidor.
Fonte: (Miranda, 2009)
b) Camada de Transporte:
Esta Camada coordena o envio de mensagens de um dispositivo para outro, podendo ou não
implementar alguns mecanismos de controle para garantir a entrega das mensagens, conforme
protocolos descritos na Tabela 4;
20
Tabela 4 - Alguns protocolos da camada de transporte, TCP/IP.
Protocolo Descrição
TCP Transmission Control Protocol: é um protocolo orientado à conexão¹ e com garantia de entrega
do pacote de dados.
UDP User Datagram Protocol: protocolo que não requer uma conexão entre os programas. Sem
garantia de entrega do pacote de dados.
Nota 1: Orientado à conexão, ou seja, antes do intercambio de dados entre os dispositivos se
iniciar, estes são obrigados a estabelecer uma conexão, que só se encerra no final da transmissão
de dados.
Fonte: (Miranda, 2009)
c) Camada de Inter-Rede ou Internet:
define o mecanismo utilizado para que um dispositivo de origem localize o dispositivo de
destino, define a rota que as mensagens deverão percorrer, como, por exemplo, os protocolos
na Tabela 5;
Tabela 5 - Alguns protocolos da camada de inter-Rede, TCP/IP
Protocolo Descrição
IP Internet Protocol: define os mecanismos de endereçamento e roteamento de pacotes na rede.
ARP Address Resolution Protocol: fornece o endereço de hardware para dispositivos localizados na
mesma rede física.
ICMP Internet Control Message Protocol: fornece informações sobre as condições de transmissão de
datagramas na rede ou sobre erros.
RIP Routing Information protocol: protocolo que transmite periodicamente tabelas com as rotas
existentes na rede para todos os dispositivos.
OSPF Open Shortest Path Fist: Protocolo de roteamento semelhante ao RIP, mas que gera menor
quantidade de bits extra de sinalização, portanto, diminui o trafego em redes WAN.
Fonte: MIRANDA 2009)
d) Camada de interface de Rede:
Esta camada define os padrões de transmissão de informações através do meio físico. Esta
relacionada ao hardware e a maioria dos protocolos dessa camada é implementada pelos
drives da placa de rede. Estes protocolos, relacionados na Tabela 6, se relacionam com o tipo
de rede.
Tabela 6 - Alguns protocolos da camada de Rede, TCP/IP
Tipo de Rede Protocolo
Redes LAN Ethernet, Fast Ethernet, Token Ring, FDDI
Redes WAN ATM, FDDI, Frame Relay e X.25
Acesso Discado PPP e SLIP
Fonte: (MIRANDA, 2009)
2.4 – Conclusão
Neste capítulo é apresentado uma breve descrição de alguns equipamentos que
compõem o sistema digital de automação de uma subestação. Essa explanação é necessária
para um melhor entendimento do capitulo três deste trabalho visto que abordaremos alguns
21
assuntos que não é de amplo conhecimento, assim para que o leitor possa melhor se
familiarizar com os tópicos abordados no capitulo 3 é necessário antes uma leitura deste
capitulo.
22
CAPÍTULO 3
METODOLOGIA PARA AQUISIÇÃO E IMPLANTAÇÃO DE
SISTEMAS DE AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÃO
3.1 – Introdução
Neste presente capítulo será apresentada a metodologia para a aquisição e
implantação do projeto de automação do sistema de medição, proteção, comando, controle e
supervisão de uma subestação em uma de energia elétrica. A metodologia aqui exposta foi
baseada nos critérios de projetos e especificações técnicas da Companhia Energética do
Ceara, através dos documentos: CP-012/2005, E-PCM-008/2002.
3.2 - Procedimentos para a implantação do SDA
Cada vez mais, empresas do setor energético, industrias e outros grandes
consumidores de energia elétrica tendem a modernizar seus sistemas elétricos, visto que uma
das grandes vantagens desta modernização é o aumento da confiabilidade do seu sistema.
Porém, para que uma empresa possa dar início ao processo de automação de suas instalações
faz-se necessário um planejamento prévio das etapas que irão compor esse processo e as
condições de serviço a que, tanto equipamentos e funcionários estarão submetidos. A Tabela 7
fornece os parâmetros ambientais a que todos os equipamentos, dispositivos e materiais da
subestação estarão sujeitos no ambiente da subestação.
Tabela 7: Parâmetros ambientais
CONDIÇÕES AMBIENTAIS DE SERVIÇO
Altitude Máxima ATE 1000m
Temperatura Mínima Anual 14ºC
Temperatura Média Diária 35ºC
Temperatura Máxima Anual 40ºC
Umidade Relativa Média Anual Acima De 80%
Velocidade Máxima do Vento 30m/s
Pressão Máxima do Vento 700 Pa
Nível de Contaminação (IEC 60815) MUITO ALTO (IV)
Radiação Solar Máxima 1000 Wb/m²
Fonte: (ADAPTADO DE CP-12/2005)
23
Na Tabela 8, são apresentadas as características principais do sistema elétrico da Companhia
Energética do Ceará.
Tabela 8: Características principais do sistema elétrico
ITEM CARACTERISTICA VALOR (COELCE)
1. Frequência (Hz) 60
2. Nº de Fases 3
3. Tensão Nominal do Sistema/Tensão máxima
de operação (kV)
-
3.1 AT1 230/245
3.2 AT2 69/72,5
3.3 MT 13,8/15
4. Nível de curto-circuito simétrico (kA) -
4.1 AT1 40
4.2 AT2 25
4.3 MT 16
5. Nível de Isolamento Um/Uf/Ui V (nota 1) -
5.1 AT1(nota 2) 245/460/1050
5.2 AT2 72,5/140/350
5.3 MT 15/34/110
6 Sistema de baixa Tensão em 380//220 Kv -
6.1 Tensão do sistema trifásico 380V
6.2 Tensão do sistema monofásico 220V
7. Conexão do transformador de Potência Dyn 1
7.1 Ligação do Primário Triangulo
7.2 Ligação do Secundário Estrela aterrada
7.3 Ligação do Neutro Solidamente aterrado
8. Transformador de instrumentos para proteção -
8.1 Transformador de corrente -
8.1.1 Corrente Secundaria 5 A
8.1.2 Fator de sobrecarga 20
8.1.3 Classe de exatidão e tensão 10B200
8.2 Transformador de Potencial
8.2.1 Relação do transformador de potencial (AT) 69.000/3 - 115/3
8.2.2 Relação do transformador de potencial (MT) 13.800/3 – 115/3
9. Serviços auxiliares
9.1 Serviços auxiliares de Corrente Alternada (CA) 380/220 Vca
9.2 Serviços auxiliares de Corrente Continua (CC) 125(+10% - 20%) Vcc
Notas:
Nos dados referentes a Nível de isolamento, o significado das variáveis é o seguinte:
- Um – Tensão máxima do equipamento (kVef)
- Uf – Tensão Suportável de frequência industrial (kVef)
- Ui – Tensão Suportável de impulso atmosférico (kVcrista)
O nível de 230 kV corresponde a postos de interligação com a empresa geradora Companhia Hidroelétrica do São
Francisco
Fonte: (ADAPTADO DE CP-012/2005)
24
O processo de implantação de um sistema de automação de subestação pode ser
subdividido em 13 etapas, o que facilita a definição da cronologia das atividades que serão
realizadas. Na Tabela 9 são apresentadas as etapas desta de implantação do SAS.
Tabela 9 - Etapas do Projeto de Automação
ETAPAS DESCRIÇÃO
Etapa 1 Projeto de Investimento
Etapa 2 Processo de Compra
Etapa 3 Analise de Propostas Técnicas
Etapa 4 Testes de Validação e aceitação das propostas Técnicas
Etapa 5 Detalhamento do Fornecimento (Workstatement)
Etapa 6 Assinatura do Contrato
Etapa 7 Elaboração e analise do Projeto
Etapa 8 Capacitação
Etapa 9 Inspeção Técnica e Testes de aceitação em Fábrica
Etapa 10 Execução e Acompanhamento da Obra
Etapa 11 Testes de aceitação em Campo
Etapa 12 Recepção da obra
Etapa 13 Manutenção e Operação
Fonte: (ADAPTADO DE CP-012/2005)
3.3 ETAPAS DO PROCESSO DE AUTOMAÇÃO
A seguir a descrição de cada etapa do processo de aquisição do sistema de
automação será apresentada. Vale salientar que as etapas a seguir são validas não somente
para a automação de uma subestação, mas também para um grupo maior de subestações.
3.3.1 Projeto de Investimento
Na etapa inicial do projeto, faz-se necessário um estudo a fim de se saber quais
são as necessidades da empresa, ou seja, é fundamental que a CONTRATANTE (Empresa
que irá contratar o Sistema Digital de Automação) saiba quais as suas necessidades de
automação. Se a Automação ocorrerá em apenas uma subestação ou em mais de uma.
Segundo Grandi (2000, p. 37), “uma forma de segmentar as atividades de automação poderia
ser uma divisão em níveis de automação.” A seguir a divisão proposta em Grandi é
apresentada.
Nível Inicial – neste nível executar funções menos importantes e pouco complexas.
O primeiro passo é fundamental sobre o ponto de vista empresarial. Nesta etapa,
deve estar caracterizado se os resultados esperados estão sendo atingidos. É uma
etapa onde se acumula experiência para as próximas fases.
Nível Intermediário – após a obtenção da primeira experiência, avaliar o projeto,
iniciar a implementação de todas as subestações planejadas. Escolher primeiro as
subestações conforme seus custos, sua importância ou característica que se deseja
automatizar. Pode-se dividir as etapas a serem implementadas por ordem de
importância do empreendimento [...].
25
Nível final – um nível de automação maior e mais sofisticado. Nesta fase pode-se
implementar automatismos nas atividades executadas pelos operadores. A grande
maioria das atividades exercidas dentro de uma subestação pode ser automatizada.
Também durante a etapa de investimento a CONTRATANTE deve prever a
necessidade de verba para a aquisição de componentes sobressalentes e recursos especiais
necessários à operação e manutenção do sistema de automação. Assim a CONTRATANTE
deve requisitar que a PROPONENTE (Empresa que irá concorrer ao fornecimento do Sistema
Digital de Automação) inclua esses valores em sua proposta técnica para caráter de analise.
3.3.2 – Processo de compra
Nesta etapa, a empresa CONTRATANTE irá elaborar a carta convite para o
fornecimento do Sistema Digital de Automação. A carta convite deve conter todas as
condições de fornecimento do sistema para que a empresa PROPONENTE possa saber todas
as condições para competição, julgamento e adjudicação e todos os requisitos e condições
para a formalização do contrato.
Em anexo a carta convite, a COTRATANTE deve enviar a PROPONENTE toda
documentação necessária para que a mesma possa elaborar a sua proposta técnica, a Tabela 10
ilustra a documentação que a Companhia Energética do Ceará (COELCE) envia, juntamente
com a carta convite, as empresas que concorrem a seus processos licitatórios.
Tabela 10: Anexos da Carta Convite
DOCUMENTO DESCRIÇÃO
Anexo 1 Estabelecimento das condições gerais para fornecimento
Anexo 2 Diagramas Unifilares de Proteção e medição
Anexo 3 Plantas de Arranjo Geral
Anexo 4 Padrão da Casa de Comando
Anexo 5 Diagramas Unifilares Dos Serviços Auxiliares CA e CC
Anexo 6 Mapa Atualizado do Sistema Elétrico Coelce
Anexo 7 Especificações Técnicas do Sistema Digital e Critérios de Projetos de
Subestação.
- E-PCM-001 – Protección de Sobrecorriente Multifunción
- E-PCM-002 – Protección para Banco de Condensadores MT
- E-PCM-003 – Protección Diferencial de Transformadores
- E-PCM-005 – Protección de Distância
- E-PCM-008 – Sistema Digital para Automação de subestações
- CP – 011 – Critérios de Projeto de Subestação
Fonte: (ADAPTADO DE CP-012/2005)
Durante este processo a empresa deve salientar qual a modalidade de implantação
que será utilizada na automatização da subestação. Abaixo podemos ver os 3 tipos mais
utilizados:
Mão de obra Própria – Neste tipo de modalidade a empresa utiliza seus
próprios funcionários para a automatização de seus sistemas, esse tipo
26
de modalidade é recomendado quando a empresa já possui grande
experiência em automação e possui mão de obra qualificada.
Terceirização – Nesta modalidade a empresa Contratada para o
fornecimento do SDA terceiriza todo o serviço ou parte dele, por
exemplo a terceirização da montagem dos painéis de automação e
lançamento da cablagem do pátio a sala de comando.
Sistema TurnKey – Este sistema é recomendado para as empresas com
pouca experiência em automação, este sistema caracteriza-se pela
entrega do produto pronto para a operação.
3.3.3 – Análise das propostas técnicas
Após o recebimento das cartas convites, as empresas PROPONENTES enviam
suas propostas técnicas para a empresa CONTRATANTE para que a mesma possa analisar as
melhores propostas. A seguir será mostrada sucintamente as principais partes que devem
constar em uma proposta técnica.
3.3.3.1 – Escopo do fornecimento
Neste item, a PROPONENTE diz sobre o que se trata a proposta técnica,
abrangendo todo o SDA, como também seus equipamentos, materiais e serviços. O escopo
deve conter todas as instalações que serão automatizadas, juntamente com o quantitativo e a
descrição dos equipamentos que irão compor cada painel de automação. Junto com essas
descrições o escopo deve conter também uma lista com todos os serviços que irão ser
realizados por subestação.
3.3.3.2 – Requisitos de qualidade
Caso a empresa CONTRATANTE exija alguma certificação de qualidade da
empresa PROPONENTE, a mesma deve atestar que possui a certificação anexando à proposta
seu certificado de qualidade.
3.3.3.3 – Condições de serviço
Como dito no item 3.1, todos os equipamentos que serão utilizados no sistema
digital de automação devem suportar as condições ambientais e as características elétricas do
sistema elétrico. As Tabelas 8 e 9 exemplificam estas características.
27
3.3.3.4 – Características Gerais para o Sistema Digital de Automação
Neste item, a PROPONENTE deve mostrar as características básicas do sistema
ofertado, a arquitetura que ela utilizará para o seu SDA, os protocolos que serão utilizados
para a integração entre os níveis hierárquicos da subestação, as características das unidades de
Proteção Digital (UPD) e as características da unidade de controle de subestação/Interface
Homem Máquina (UCS/IHM). A E-PCM-08, tem uma lista com todas as características
necessárias para a composição do sistema. Como ocorram vários avanços nas tecnologias de
dos dispositivos e sistemas que compõem os SASs, desde a publicação da E-PCM-08,
enquanto esta norma não é revisada, faz-se necessário o repasse de informações
complementados aos fabricantes sobre a especificação do SAS a ser adquirido.
3.3.3.5 – Base de Dados
Nesta parte da proposta técnica o proponente deve mostrar como é a estrutura e o
agrupamento dos dados do banco de dados que será utilizada no Sistema Digital de
Automação (SDA) juntamente com os seus requisitos gerais.
3.3.3.6 – Aquisição e Processamento de Dados
Neste item, deve ser exposto como ocorrerá à aquisição dos dados que circulam
pela rede da subestação, isto se faz necessário para que os sistemas de proteção, sinalização,
comando e medição possam atuar corretamente. Todas as Unidades de Proteção Digitais
(UPD) devem atender a todos os requisitos de funcionamento exigido pela empresa
CONTRATANTE.
3.3.3.7 – Característica da UCS/IHM
Sendo um dos equipamentos mais importantes do Sistema Digital de Automação,
a Unidade de Controle da Subestação (UCS/IHM), é necessário um maior estudo sobre o seu
funcionamento. Assim a proponente deve garantir que a Interface Homem Máquina (IHM)
forneça a visualização dos diagramas unifilares da subestação, as medidas, os estados dos
equipamentos, alarmes e a lista cronológica dos eventos ocorridos na subestação.
Neste item é benéfico a presença dos modos de operação do SDA como também
seu modo de administração e as características funcionais da IHM, mostrando suas interfaces
gráficas, menus, comandos e outros atributos que a IHM possa vir a ter.
3.3.3.8 – Características Construtivas
28
A fim de se obter uma padronização dos equipamentos que compõem a
subestação, a empresa CONTRATANTE deve ter uma especificação técnica das estruturas
físicas de seus equipamentos. Assim a empresa PROPONENTE deve observar esses padrões
de materiais utilizados. A seguir vemos algumas dessas especificações:
Especificações Estruturais dos painéis de automação
Especificações Estruturais dos painéis de Medição
Placas de identificação dos equipamentos com os itens que a compõem
Especificação dos cabos e bornes utilizados nos painéis
Blocos de teste para a realização da calibração do sistema
Tratamentos químicos e físicos que os painéis devem ser submetidos afim
de se livrar de processos corrosivos ou qualquer outra impureza que possa
prejudicar a qualidade da pintura do painel.
3.3.3.9 – Peças Sobressalentes
Como dito anteriormente, durante a etapa do projeto de investimento a empresa
PROPONENTE deve considerar na sua proposta as peças sobressalentes. Essas peças devem
ser consideradas para um tempo de operação de cinco anos e devem ser idênticas, em todos os
aspectos, ás correspondentes dos equipamentos originais. Elas devem ser ensaiadas e
submetidas à inspeção na mesma remessa da peça original. O envio das peças sobressalentes
deve ser feito em volume separados e claramente marcados com os dizeres: “PEÇAS
SOBRESALENTES”.
3.3.3.10 – Inspeções e Testes de Aceitação
Todos os equipamentos que compõem o sistema de automação podem ser
inspecionados e ensaiados. Ver ETAPA nove para melhor entendimento desta etapa.
3.3.3.11 – Informações Técnicas
Neste item a PROPONENTE deve informar em qual idioma ela fornecerá as
documentações disponibilizadas por ela e qual sistema de medida ela utilizará.
3.3.3.12 – Garantias
Neste item a PROPONENTE deve informar todas as garantias dos equipamentos
utilizados por ela em seu fornecimento como também a garantia da proposta técnica.
29
3.3.3.13 – Anexos
A proposta técnica fornecida pela PROPONENTE deve conter uma tabela de
conformidades onde nela consta claramente os pontos de sua oferta que estão discordantes
com a especificação proposta pela CONTRATANTE. A PROPONENTE também deve
fornecer uma tabela onde de forma clara ela garante todas as características técnicas. A
PROPONENTE também pode fornecer qualquer outra informação técnica adicional que ela
ache necessária.
3.3.4– Testes de Validação e Aceitação da Proposta Técnica
Após analise das propostas técnicas, a empresa CONTRATANTE agendará com
as empresas PROPONENTES classificadas, a data da apresentação comercial do sistema de
automação e dos ensaios de validação dos dispositivos de proteção a serem realizados. Caso a
Empresa CONTRATANTE não venha a ter laboratório próprio para a realização dos ensaios à
mesma pode optar por realizar os ensaios em laboratório independente, as expensas do
proponente. Após a definição do PROPONENTE vencedor, a empresa CONTRATANTE
agendará juntamente com a ganhadora a data para a reunião de confecção do workstatement.
3.3.5– Detalhamento do Fornecimento (Workstatement)
Antes que o contrato de aquisição do Sistema Digital de Automação seja firmado
entre a CONTRATANTE e a PROPONENTE deve ser elaborado um documento com a
participação conjunta de representantes da empresa Contratante e Contratada. Neste
documento deve constar todos os detalhes funcionais do projeto de automação. A seguir são
apresentados os objetivos que o workstatement deve atingir:
Detalhamento e consolidação da proposta técnica;
Planejamento de todas as etapas do fornecimento e a definição de recursos
e infraestrutura necessária;
Como será realizado o programa de treinamento;
Informação técnica e documentação adicional que a CONTRATANTE
disponibilizará ao PROPONENTE vencedor e vice-versa;
Lista de todos os equipamentos, hardware e software que serão utilizados
na subestação.
A confecção do documento de detalhamento funcional deve ser elaborado baseado
na proposta técnica do PROPONENTE, na analise técnica da proposta de fornecimento, no
30
projeto funcional básico da subestação e nas especificações técnicas fornecidas pela
Contratante.
O workstatement, também denominado Detalhamento do Fornecimento do
Sistema de Automação, deve contemplar também todos os dados relativos a implementação
das principais funções de automação e proteção. A lista a seguir ilustra estes detalhes:
Bases de dados;
Os relés devem ter todas as suas funções de proteção configuradas com
a codificação da norma ANSI;
Funcionamento da chave de transferência 43T;
Controle de bancos de capacitores função 90;
Controle do comutador de derivação sob carga do transformador,
quando aplicável;
Responsabilidades pela elaboração, implementação e conferencia dos
ajustes de proteção;
Lista de registros de eventos em ordem cronológica decrescente;
Sinalização dos arranques das proteções dos níveis I e II;
Sinalização da atuação das proteções no frontal dos relés;
Sinalização de atuação das proteções nível I, II e III;
Sinalização da integridade da bobina de abertura dos equipamentos de
disjunção nos níveis I, II e III;
Sinalização de mola descarregada nível I e II;
Sinalização de falta CC nos níveis II e III por equipamento e geral,
contemplando a sinalização manual e automático;
Watchdog nos níveis I, II e III;
Sinalização e reset remoto do rele de bloqueio do transformador (86TR)
e do relé de bloqueio do banco de capacitores (86BC);
Bloqueio das proteções 46, 46A, 51N, 51G, e 51NS nos níveis I, II e III;
Disponibilizar para os niveis II e III as correntes de neutro dos
alimentadores;
Quantidade de registros de eventos e oscilografias a serem armazenadas
na memoria dos relés e IHM(níveis I e II);
Definição da sequencia de religamento
Bloqueio de religamento nos niveis I, II e III;
31
Bloqueio das funções de proteção durante o ciclo de religamento;
Monitorar os disjuntores dos secundários dos TPs;
Atuação e sinalização de falha de disjuntor 62BF/50BF;
Definição da seletividade lógica;
Mudanças do conjunto de ajustes de proteção a partir dos níveis I, II e
III ate 4 grupos de ajustes;
Todas as funções de proteção devem funcionar independentes dos níveis
II e III, incluindo os religamentos e a função 90 do banco de
capacitores;
Treinamento da engenharia, Manutenção e Operação do sistema.
Definição da quantidade de licenças de softwares;
E outros itens que a empresa CONTRATANTE venha a definir.
Durante o workstatement a empresa que fornecerá o Sistema Digital de
Automação devera comprovar que cumpre todas os requisitos exigidos pela empresa
CONTRATANTE, através de testes de validação e de integridade entre os níveis I, II e III.
Caso a empresa não assuma este compromisso a segunda empresa classificada será convidada
a participar do fornecimento.
3.3.6 – Assinatura do Contrato
Somente após todas as etapas descritas anteriormente é que se da o ato de
assinatura do contrato. Isto é necessário, pois somente com a garantia de que todos os
requisitos solicitados durante a análise técnica, testes de validação e workstatement serão
atendidos é que a empresa CONTRATANTE inicia o pagamento das etapas.
3.3.7 – Elaboração e Análise do Projeto
Nesta etapa da elaboração do projeto, a empresa contratada deve enviar os
desenhos e documentos que compõem o projeto de automação, dentre os quais estão:
− diagramas unifilares,
− diagramas trifilares,
− diagramas funcionais,
− diagramas topográficos e
− memorial descritivo.
32
O memorial descritivo deve contemplar a identificação do responsável pelo fornecimento do
SDA, a identificação do projetista, os principais dados do projeto, a filosofia adotada para as
funções de automação, de intertravamento, controle, proteção e relação de material.
Fica a cargo da empresa CONTRATANTE a análise do projeto para a validação
do mesmo. Vale salientar que qualquer mudança feita no projeto por parte da contratada deve
ser comunicado a empresa CONTRATANTE, a fim de que a mesma possa analisar se as
mudanças ocorridas no projeto afetam o seu sistema. Caso seja necessário, a contratada deve
submeter o projeto para reanálise.
3.3.8 – Capacitação
Nesta etapa do processo a contratada deve fornecer treinamento para a capacitação
dos funcionários indicados pela contratante. O programa de treinamento deve ser aprovado
durante a fase de workstatement e todos os custos desta fase são de responsabilidade da
contratada.
3.3.9 – Inspeção Técnica e Testes de Aceitação em Fábrica
Como já dito, todos os equipamentos utilizados no SDA devem ser
inspecionados, durante os testes de Aceitação em Fabrica (TAF), por um ou mais inspetores
indicados pela CONTRATANTE em companhia de um representante da contratada. Estes
profissionais vão a fabrica onde os equipamentos estão sendo montados para testar o
funcionamento geral de todas as funções solicitadas no SDA e verificar o correto
funcionamento dos relés de proteção. Durante esta inspeção também é verificado se todos os
painéis e equipamentos estão cumprindo as especificações técnicas estabelecidas. Os custos
relacionados à viagem, hospedagem, e transporte dos inspetores da CONTRATANTE estão a
cargo da empresa contratada.
3.3.10 – Execução e Acompanhamento da Obra
A execução da obra só ocorrerá após a completa aprovação por parte da
CONTRATANTE. Vale salientar que a mesma só participara da execução, como suporte
técnico, quando requerido pela contratada. É função da empresa CONTRATANTE realizar as
inspeções periódicas nos serviços executados, verificando e comissionando o projeto.
33
3.3.11 – Teste de Aceitação em Campo
Nesta etapa do serviço, após a completa instalação dos equipamentos que
compõem o sistema de automação são feitas simulações de funcionamento do sistema de
automação (pré-comissionamento) e testes de operação com o intuito de garantir a
minimização das falhas humanas ocorridas.
3.3.12 – Recepção da Obra
Somente após os testes de aceitação em campo e após entrega por parte da
contratada do As BUILT (Projeto definitivo de automação após instalação) é que a
CONTRATANTE deve emitir documento com a aceitação da obra e liberação para a
operação.
3.3.13 – Manutenção e Operação
Mesmo após a entrega da obra por parte da contratada, a mesma ainda deve
garantir o perfeito funcionamento do sistema fornecido. A contratada deve garantir também a
perfeita integração do sistema de proteção e automação com o sistema supervisório da
CONTRATANTE. Este procedimento garante a reposição e manutenção do sistema,
abrangendo conserto e troca de qualquer equipamento/sistema durante a vigência da garantia
estabelecida na especificação técnica.
3.4 – Conclusão
Neste capitulo foi apresentado a metodologia de aquisição do sistema de Medição,
Proteção, Comando, Controle e Supervisão (MPCCS) de uma Subestação de Distribuição
(SED) de energia elétrica. A Metodologia aqui apresentada é amplamente utilizada pela
concessionaria de energia elétrica do estado do Ceará (Coelce) em suas novas SED’s ou em
processos de retroffiting (modenização de sistemas automáticos já obsoletos) da automação de
SED’s mais antigas.
34
CAPÍTULO 4
IEC 61850: A NORMA E SEUS CONCEITOS
4.1 – Introdução
Neste Capítulo será apresentado de forma sucinta o conceito da IEC 61850, suas
principais características, contexto histórico destacando a motivação para a criação da norma
e uma síntese de cada capítulo da norma para que o leitor possa entender de forma mais
abrangente o protocolo IEC 61.850 e as suas aplicações.
4.2 Contextualização Histórica
Desde os primeiros projetos de automação de subestações, um problema sempre
constante foi à necessidade de comunicação entre os equipamentos do sistema de automação.
Este problema nem sempre era resolvido de modo fácil, devido a grande diversidade de
protocolos de comunicação existentes. Além disso, muitos desses protocolos eram
pertencentes a empresas privadas que investiram muito dinheiro no seu desenvolvimento.
“Assim, muitas concessionarias têm ilhas de informação baseadas em tecnologias
proprietárias, cada uma delas falando sua própria linguagem.” (OURA, J. M, 2001). Na
Figura 10 é mostrada os tipos de protocolos de comunicação usados no sistema elétrico de
potência no mundo inteiro.
Figura 10-Principais protocolos de comunicação
Fonte: Gervitz (2005)
35
Tendo em vista a necessidade da integração entre os protocolos já existentes na
época, o International Eletrotechnical Commission (IEC), em 1994, criou grupos de estudos
com especialistas nas normas IEC-60870-5 (que versa sobre os protocolos conhecidos como
101,103 e 104) e UCA 2.0. Estes grupos de trabalho estavam sobre a supervisão do Technical
Commitee-57 (IEC-TC-57) denominado Power systems management and associated
information exchange. Como resultado deste trabalho deu-se origem a norma IEC- 61850,
tendo como uma de suas principais características a padronização da rede de comunicação e
dos sistemas de automação.
4.3 A Norma e Seus Princípios
“A norma IEC 61850 é muito extensa, pois, na realidade é um manual de
montagem e instalação de todos os padrões e protocolos necessários para o seu correto
funcionamento.” (ALMEIDA, E.M, 2011). Devido sua abrangência o grupo de trabalho desta
norma decidiram dividi-la em 10 partes ou capítulos para uma melhor estruturação. Na Tabela
11, são apresentados os capítulos da norma IEC 61.850.
Tabela 11 - Estruturação da norma IEC 61850
Capitulo Descrição
1 Introdução e visão global
2 Glossário
3 Requisitos Gerais
4 Gerenciamento de sistema e projeto
5 Requisitos de comunicação para funções e modelos de dispositivos
6 Configuração da linguagem de descrição para comunicação em subestações com IEDs
7.1 Estruturas de comunicação básicas para subestações e alimentadores: Princípios e modelos
7.2 Estruturas de comunicação básicas para subestações e alimentadores: Interface de serviço de
comunicação abstrata (ACSI)
7.3 Estruturas de comunicação básicas para subestações e alimentadores: Classe de dados comuns
7.4 Estruturas de comunicação básicas para subestações e alimentadores: Classes de nós lógicos e
Dados compatíveis
8.1 Mapeamento para MMS(ISO/IEC 9506-1 e ISO/IEC 9506-2) e para ISO/IEC8802-3
9.1 Valores amostrados sobre link unidirecional multidrop ponto-a-ponto
9.2 Valores amostrados sobre ISO/IEC8802-3
10 Testes de conformidade
Fonte: IEC-61850-1
4.3.1 Capítulo 1- introdução e visão global
O primeiro capítulo da norma, como o próprio nome já diz, faz uma introdução
geral sobre cada parte da norma para que o leitor possa, a partir dele, saber o que cada
36
documento da serie IEC 61850 trata. A seguir tem-se algumas definições existentes nesse
capitulo, importantes para o entendimento da norma.
4.3.1.1 Abstract Communication Service interface (ACSI)
Do português, Interface de Serviço de Comunicação Abstrata, ou seja, é a
interface virtual de um Inteligent Eletronic Device (IED), (um relé numérico, por exemplo).
Este serviço fornece acesso abstrato a conexões e acessos variáveis.
4.2.1.1 Vão ou Bay
Parte de uma subestação. Toda subestação é dividida em subpartes denominadas
de bays ou vãos. Por exemplo: bay do transformador, bay de entrada de linha, bay de saída de
linha, bay de alimentador ou a qualquer outro equipamento especificado.
4.2.1.2 Objeto de dados (Data Object)
Faz parte do Logical Node representando uma informação especifica. Por
exemplo, status (disjuntor aberto ou disjuntor fechado) ou medida (corrente ou tensão).
4.2.1.3 Interoperabilidade
Capacidade que os IEDs possuem, sejam da mesma marca ou de marcas
diferentes, de trocarem informações entre-se e usarem essas informações para o correto
funcionamento de alguma função especifica.
4.2.2 Capitulo 2 - Glossário
Este capítulo da norma traz a definição de todos os termos e siglas que são
utilizados nas dez partes da IEC 61850. Assim basta recorrer a este capitulo caso caso o
usuário tenha duvida sobre qualquer termo ou definição.
4.2.3 Capitulo 3 – Requisitos Gerais
Nesta parte da norma encontram-se os requisitos gerais para a rede de
comunicação com ênfase nos índices de qualidade como também um guia para as condições
ambientais de operação do sistema e dos serviços auxiliares.
4.2.4 Capítulo 4 – Gerenciamento do Sistema e Projeto
37
Juntamente com o item anterior, este capítulo da norma nos fornece os requisitos
dos processos de engenharia e suas ferramentas de suporte, o ciclo de vida do sistema e seus
IEDs e a garantia da qualidade desde os estágios iniciais ate a completa desativação do SAS e
seus IEDs. Juntamente com todos estes requisitos este capítulo nos indica toda a
documentação que deve ser gerada pelo SAS.
4.2.5 Capitulo 5 – Requisitos de Comunicação para Funções e Modelos de Dispositivos
Quando fala-se em funções dentro da IEC 61850 refere-se a qualquer tipo de
tarefa que possa ser alocada livremente em qualquer dispositivo lógico e que deva ser
realizada pelo sistema de automação. As tarefas são classificadas em 3 grupos principais, os
quais são: funções de controle, funções de monitoramento e funções de proteção.
Qualquer função que circula pelo sistema de automação da subestação está
logicamente alocada em algum dos três níveis hierárquicos do sistema. A Figura 11 ilustra
esses níveis hierárquicos e as interfaces logicas existentes entre esses níveis.
Figura 11 - Níveis hierárquicos em uma subestação e suas interfaces logicas
Fonte: IEC 61850
1º Nível hierárquico: nível de processo
38
As funções ao nível de processo são todas aquelas que atuam diretamente sobre o
processo, por exemplo, uma função de abertura de disjuntor ou medição de corrente do
TC.
2º Nível hierárquico: nível de bay
As funções ao nível de bay são aquelas que usam principalmente os arquivos de um
bay e atuam sobre algum equipamento deste bay. 3º Nível hierárquico: nível de estação
Existem duas classes de funções ao nível de estação, estas classes são:
a) Processos relacionados às funções ao nível da estação que utilizam
arquivos de mais de um bay da subestação e atuam sobre esses
bays.
b) Interfaces relacionadas às funções via IHM, ou seja, as funções
recebidas ou enviadas remotamente pelo centro de controle do
sistema.
A Tabela 12 mostra as interfaces lógicas utilizadas pelas funções do sistema.
Tabela 12: Interfaces logicas
Interface Lógica 1 Dados de proteção trocados entre nível de bay e estação
Interface Lógica 2 Dados de proteção trocados entre nível de bay e proteção remota
Interface Lógica 3 Dados trocados dentro do próprio nível de bay
Interface Lógica 4 Dados instantâneos trocados entre os níveis de processo e bay
Interface Lógica 5 Dados de controle trocados entre os níveis de processo e bay
Interface Lógica 6 Dados de controle trocados entre os níveis de bay e estação
Interface Lógica 7 Dados trocados entre o nível de estação e o local de trabalho de engenharia
Interface Lógica 8 Dados trocados diretamente entre os bays especialmente para Inter travamentos
Interface Lógica 9 Dados trocados no interior do nivel da estação
Interface Lógica 10 Dados de controle trocados entre a subestação e o centro de controle remoto da
subestação
Fonte: (Adaptado de IEC61850)
4.2.5.1 Conceito de Nó Logico
Todas as funções do sistema de automação, segundo a norma IEC 61850, devem
ser livremente alocadas dentro dos dispositivos físicos, sendo que a todas as funções de
automação, proteção e medição, são decompostas em nós lógicos. Estas funções podem
residir fisicamente em um ou mais dispositivos físicos (IGARASHI,2007).
39
Figura 12 - Nós lógicos e suas ligações
Fonte: IEC 61850
A Figura 12 mostra a decomposição de duas funções do sistema de automação
denominadas F1 e F2. Estas funções foram decompostas em 7 Nós Lógicos (Logical Nodes)
LN0, LN1, LN2, LN3, LN4, LN5, LN6, sendo a distribuição desses nós lógicos em 3
dispositivos físicos (Phisical Devices) diferentes PD1, PD2 e PD3. Estes nós lógicos se
comunicam via conexões lógicas (Logical Connections) LC12, LC14, LC35, LC36 e LC 56.
O nó lógico é um elemento relevante que representa a menor parte de uma função
que troca informações (A. APOSTOLOV, 2006). Segundo a IEC 61850, os nós lógicos foram
divididos em 14 grupos diferentes, segundo a sua natureza de operação e a nomenclatura de
cada nó logico é um acrônimo do seu nome onde a 1º letra identifica o grupo ao qual pertence.
Na IEC 61850-5, tem-se a lista completa com todos os nós lógicos e seus
acrônimos. A Tabela 13 fornece a divisão dos nós lógicos por tipo dentro de cada grupo e pela
Figura 13 vemos a ilustração de como o nó lógico está hierarquicamente alocado dentro do
modelo de dados.
Tabela 13 - Grupos de nós lógicos
Grupo Tipo de Nó Logico
A Controle Automático
C Controle supervisionado
G Função Genérica Referenciada
I Interface e Arquivamento
L Sistema de Nó Logico
M Contador e Medição
P Função de Proteção
R Função de Proteção Relacionada
S Sensores
T Transformador de instrumento
X Disjuntor/Seccionador
Y Transformador de Força
Z Equipamentos Extras
Fonte: (Adaptado de IEC 61850)
40
Figura 13 - Alocação do nó lógico
Fonte: NETTO (2008)
Pela ilustração podemos verificar que os nós lógicos XCBR e MMXU estão
alocados dentro de um dispositivo logico, neste caso denominado de IED-1 e o mesmo
encontra-se subordinado a um dispositivo físico que na rede de comunicação nada mais é que
um endereço alocado na memória do sistema.
Segundo Netto (2008, p.116)
Cada nó lógico possui em seu interior um conjunto de dados pertinentes a sua
função e que fazem referencia a um elemento físico existente nas subestações de
energia elétrica. Por sua vez, cada dado pertencente a um nó lógico, possuindo em
seu interior um conjunto de atributos. Tal conjunto, expressa as informações a serem
obtidas /enviadas para o modelo de objeto com o qual se esta trabalhando.
A Figura 14 ilustra o que foi dito por NETTO. Veja que o nó lógico XCBR1 é
formado por um conjunto de dados, em que um desses dados chama-se Pos, e é formado por
um grupo de atributos. Verifica-se também como é feita a nomeação do nó lógico, por
definição é permito a adição de um prefixo e um sufixo ao nome do nó lógico desde que o
tamanho do nó lógico não ultrapasse 11 caracteres.
41
Figura 14 - Arvore de informações de nó logico XCBR1.
Fonte: (IEC 61850)
No exemplo da Figura 14 o Nó Lógico XCBR recebeu um sufixo “1” pois dentro
de um IED pode-se ter mais de um mesmo tipo de nó lógico. Por exemplo, quando um a
função instantânea do relé que supervisiona o disjuntor geral de alta de um transformador
enviar comando de abertura (trip) para este disjuntor, devido a uma falta no sistema e a chave
de transferência da proteção estiver no estado “em transferência” o relé estará utilizando dois
nós lógicos para dar o comando, podendo estes NLs serem nomeados de PIOC1 e PIOC2, se
referindo ao disjuntor geral de alta e ao disjuntor de transferência da barra.
Incluir diagrama abaixo para tornar a explicação mais didática
4.2.6 Capítulo 6 - Configuração da linguagem de descrição para comunicação em
subestações com IEDs.
Para que seja garantida a interoperabilidade entre todos os equipamentos ligados
ao Sistema de Automação da Subestação (SAS) faz-se necessário, pela norma, a padronização
de uma linguagem que descreva todos os componentes do sistema. Essa linguagem
denominada “Substation Configuration Language description” (SCL) foi criada tendo-se
42
como referencia a linguagem “eXtensible Markup Language (XML)”, mas comumente
conhecida como XML.
O conteúdo de um arquivo SCL é, basicamente, composto pelos dados gerais da
subestação, dos equipamentos de manobra, das funcionalidades utilizadas dos IEDs
e serviços de comunicação de dados. Isso implica na capacidade de troca de
informações entre ferramentas de configuração de fabricantes distintos (NETTO,
2008, p.117 apud GURJÃO et al, 2007, p.148 - 157).
A Tabela 14 fornece os quatro tipos de arquivos SCL utilizados pelas ferramentas
de configuração do sistema de automação de uma subestação.
Tabela 14: Arquivos SCL e sua extensão
Arquivo SCL Descrição
IED Capability Description (.ICD) Arquivo fornecido pelo fabricante do IED que fornece
todas as potencialidades do dispositivo.
Configured IED Description (.CID) Descreve a configuração que será utilizada pelo IED
em uma aplicação especifica. È o resultado da
configuração do IED.
System Specification Description (. SSD) É o Arquivo final, nele estão configuradas todas as
funcionalidades da subestação e o diagrama do
sistema.
Substation Configuration Description (.SCD) Arquivo que descreve a rede de comunicação e a
completa configuração da subestação.
Fonte: (Adaptado de IEC 61850)
A Figura 15 ilustra um sistema típico que em sua arquitetura é utilizada a
linguagem SCL. Nesta arquitetura, o configurador do sistema através dos arquivos SSD e ICD
gera o arquivo SCD, este arquivo serve como parâmetro de entrada para o configurador dos
IEDs e através do gateway transfere este arquivo para todos os IEDs da subestação.
Figura 15 - Sistema com arquitetura SCL
Fonte: (IEC 61850)
43
4.2.7 Capítulo 7 - Estruturas de comunicação básicas para subestações e alimentadores
O capítulo sete da IEC 61850 é um dos mais importante, porque é neste capítulo
onde é apresentada toda a descrição da estrutura de comunicação do sistema digital de
automação. Este capítulo é dividido em 4 partes como se segue:
IEC 61850-1 – Este subcapitulo apresenta uma introdução sobre os métodos de
modelagem, princípios de comunicação e os modelos de informações utilizadas nos
outros subcapítulos do capitulo 7;
IEC 61850-2 – Neste subcapitulo é fornecido o serviço de intercambio de informações
entre os diferentes tipos de funções;
IEC 61850-3 – No capitulo 5 da norma foi introduzido o conceito de atributos de
dados. Esses atributos são componentes dos nós lógicos como por exemplo, o atributo
sTVal que indica o valor de status de um dado. Este subcapitulo da norma contem a
lista e a descrição de todos os atributos utilizados pelos nós lógicos;
IEC 61850-4 – Este subcapitulo da norma faz uma explicação mais aprofundada sobre
cada Nó Lógico existente na norma juntamente com suas classes de dados.
4.2.8 Capítulo 8 - Mapeamento para MMS (ISO/IEC 9506-1 e ISO/IEC 9506-2) e para
ISO/IEC8802-3
Nesta parte da norma são definidos os métodos de comunicação entre arquivos
que possuem prioridade de tempo e os que não possuem esta prioridade esta comunicação
ocorre dentro da Local Area Networks (LAN). Para que esta comunicação ocorra faz-se
necessário a utilização do protocolo de mapeamento dos objetos de dados e serviços
denominado Manufacturing Messaging Specification (MMS).
Na Tabela 15 podemos verificar a classificação feita pela IEC 61850 quanto aos
tipos de mensagens que circulam pela rede de automação de uma subestação.
44
Tabela 15 - Classificação das mensagens quanto ao tipo
Classificação Descrição
1 Mensagem rápida
1A Abertura da proteção (Trip)
2 Mensagem de media velocidade
3 Mensagem de baixa velocidade
4 Mensagens em rajada
5 Funções de transferência de arquivos
6 Mensagem de sincronismo de tempo
Fonte: (Adaptado de IEC 61850)
Segundo M. F. Mendes (2011, p.85) todas as comunicações que ocorrem dentro
do sistema podem ser classificadas quanto à função em:
Horizontais: Serviços para aplicações de automação (e de proteção)
utilizando comunicação entre IEDs e para trocas de dados entre
aplicações no nível da estação;
Verticais: Serviços para acesso aos dados, notificação automática,
comando, sincronismo de tempo, transferência de arquivos, listas e
sequencia de eventos e funções similares.
Dentre as comunicações horizontais podemos salientar a do tipo cliente-servidor.
Para as comunicações verticais, os protocolos convencionais geralmente utilizam o
modo mestre-escravo. Na IEC 61850 [...] a maior vantagem da arquitetura cliente-
servidor sobre a mestre-escravo é que a primeira permite o uso de vários clientes.
Assim, eles podem ser usados para propósitos de redundância ao invés de se utilizar
um único mestre. Isso aumenta a confiabilidade do sistema. A confiabilidade de
sistemas do tipo mestre escravo depende fortemente da confiabilidade do dispositivo
mestre. Além disso, o sistema cliente-servidor pode ser facilmente estendido,
adicionando novos clientes. (M. F. MENDES, 2011, p. 86)
Dentre as comunicações verticais destaca-se a do tipo peer-to-peer (entre pares),
este tipo de comunicação ocorre entre IEDs pertencentes a um mesmo nível hierárquico. A
IEC 61850 define um modelo denominado de Evento de Subestação Genérico (GSE –
Generic Substation Event), em que define dois modelos diferentes de mensagem; a do tipo
GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) e a do tipo GSSE (Generic Substation
State Event).
A mensagem GOOSE é usada para a transmissão de dados de alta prioridade como,
por exemplo, para intertravamentos e desligamentos (trips). A grande velocidade de
transmissão de dados através das mensagens GOOSE se deve, em parte, ao fato
delas serem mapeadas diretamente na camada de enlace de dados ethernet,
45
eliminando o processamento de camadas intermediarias. O GSSE é semelhante à
GOOSE, mas restringe o conteúdo de dados a estados duplos (pares de bits), por
exemplo: aberto, fechado, em transmissão ou invalido. O mapeamento na pilha de
comunicação também é diferente. (MENDES, 2011, p. 88.)
A Figura 16 ilustra a explicação feita por Mendes sobre a pilha de comunicação
utilizada pela IEC 61850.
Figura 16 - Pilha de protocolos IEC 61850 simplificada
Fonte: NETTO (2008, apud GURJÃO et al, 2007, p.148 - 157)
Uma das grandes vantagens de se utilizar as mensagens GOOSE é o fato de a
mesma utilizar o serviço Specific Communication Service Mapping (SCSM), este serviço é
caracterizado pela retransmissão do sinal até que o receptor (transmissão unicast) ou
receptores (transmissão multicast) da mensagem sinalizem o seu recebimento. A cada
processo de retransmissão da mensagem o tempo de espera para a transmissão da próxima
mensagem é dobrado, até que se alcance um valor máximo de tempo, quando esse valor
máximo é alcançado o último estado é então replicado e a repetição do sinal ocorre com esse
intervalo de tempo constante. Esta repetição do sinal com intervalos de tempos diferentes
ocorrem para se garantir que não haja o congestionamento da rede de comunicação. A Figura
17 ilustra o que foi dito.
46
Figura 17 - Retransmissão de mensagens GOOSE
Fonte: MENDES (2011)
4.2.9 Capítulo 9 - Valores amostrados sobre link unidirecional multidrop ponto-a-ponto.
Segundo Mendes (2011, p.89) este capítulo da norma trata sobre “O mapeamento
de modelos de valores amostrados para um sistema de comunicação concreto. [...] Ela
padroniza a transmissão dos valores de corrente e tensão proveniente dos transformadores de
instrumentação na rede.”
4.2.10 Capítulo 10 - Testes de conformidade.
O último capítulo da norma IEC 61850 aborda sobre os testes de conformidade
que devem ser realizados no sistema de automação com o intuito de se obter o correto
funcionamento de todas as funções de um IED. A norma define três testes de conformidade
em relação à funcionalidade de seus equipamentos os quais são (ALMEIDA, 2011):
Testes de Conformidade: utilizado para as menores unidades do sistema.
Verifica se o elemento testado possui as respostas esperadas em diferentes
condições de operação;
Testes de Integração: detecta possíveis problemas de interoperabilidade
entre elementos funcionais ou subfunções integradas em funções ou
sistemas. Faz uma verificação no fluxo de informações entre os diferentes
IEDs integrados ao sistema;
Teste de Desempenho do sistema de comunicação: verifica o desempenho
do sistema e sua funcionalidade.
47
4.4Vantagens de se utilizar a norma IEC 61850
Como visto neste capítulo, a norma em si não é apenas um protocolo de
automação, mas sim uma nova forma de automatização de sistemas digitais, visto que ele
fornece todas as ferramentas necessárias para isto. A seguir são destacados dois aspectos de
grande importância que corroboram a colocação da IEC 61850 como um dos marcos mais
importantes nos processos de automação de subestações.
4.4.1 Criação do barramento de processo
A utilização da IEC 61850 nos possibilita a criação de um segundo barramento de
comunicação, este novo barramento interligará os equipamentos do pátio (nível de processo)
com os equipamentos da sala de comando (nível de bay). Esta ligação que outrora era feita via
cabo metálico agora pode ser feita via interface digital.
Entretanto, para realizar isso é necessário que os equipamentos primários tenham
interfaces digitais. O grupo de trabalho 11 do IEC SC17C esta preparando a norma
IEC 62271-003 “High voltage switchgear and assemblies with digital interfaces
based on IEC 61850.” (BRUNNER, 2005)
Além dos equipamentos primários do pátio da subestação pode-se ter também a
digitalização dos sinais analógicos fornecidos pelos transformadores de instrumentação, como
TC (transformador de corrente) ou TP (transformador de potencial). Esses sinais de corrente e
tensão agora digitalizados são enviados a unidades concentradoras (MU – Merging Units) que
tem a função de enviar esses sinais a todos os IEDs assinantes de forma padronizada pela
rede.
Segundo Mendes (2011) “Agora com a IEC 61850, em teoria, toda a comunicação
desses níveis pode ser feita utilizando redes de comunicação [...] inclusive as trocas de dados
de tempo critico podem ser feitas usando as redes.” Talvez esta seja uma das principais
vantagens da utilização da IEC 61850, visto que com a eliminação parcial ou total da fiação
metálica os custos de implantação, operação e manutenção da subestação serão drasticamente
reduzidos.
As Figuras 18 e 19 mostram a criação do barramento de processo.
48
Figura 18 - Arquitetura para automação apenas com barramento de Estação
Fonte: ANDERSON et al (2003)
Figura 19 - Arquitetura para automação com o barramento de Processo
Fonte: ANDERSON et al (2003)
49
4.4.2 Interoperabilidade
Como muitos autores afirmam esta é a principal meta da norma IEC 61850.
Devido a sua padronização e formatação de dados através da utilização da linguagem SCL,
qualquer IED com a capacidade de operar com o protocolo 61850 pode se comunicar com
outros IEDs de diferentes fabricantes. Segundo Brand (2007, p.21 – 29, tradução nossa)
“Antes do advento da IEC 61850, eram necessários tempo e gastos substanciais tanto para os
fornecedores como para as concessionarias para conseguir interoperabilidade entre produtos
de diferentes fabricantes e gerações” e como afirma Mendes (2011) “a norma fornece um
conjunto completo padronizado de definição de dados e serviços de comunicação que
permitem que todos os dispositivos trabalhem juntos.”
Porém deve-se entender que o conceito de interoperabilidade é diferente de
intercambialidade. O fato do IED esta em perfeita integração no sistema (ou seja, existe a
interoperabilidade) não garante que o mesmo possa ser substituído por outro equipamento de
fabricante diferente. Para que isto ocorra é necessário que o grupo de engenharia responsável
pela operação do sistema faça uma analise funcional do equipamento, antes que o mesmo seja
posto em operação, pois algumas mudanças poderão ter que ser realizadas, por exemplo, a
mudança dos pontos da carta base de entradas e saídas digitais, mudança dos pontos de
alimentação do relé, entre outras.
É sempre recomendável realizar o teste de conformidade antes da integração do
sistema a fim de descobrir, ainda em tempo, possíveis diferenças de interpretação e
possíveis erros de software, bem como a exata funcionalidade da implementação do
protocolo. Desta forma, o cliente que está adquirindo o SAS evitará comportamentos
inesperados na fase operacional e poupará tempo e dinheiro nas fases de
implementação e manutenção do sistema. (Pereira, 2008).
Segundo ainda o mesmo autor, um teste de interoperabilidade estruturado inclui o
seguinte (Pereira, 2008):
Teste de interoperabilidade da LAN Ethernet (que pode ser dividida em
varias redes virtuais – VLAN – para melhorar o desempenho): verificação
da distribuição das mensagens GOOSE restritas a uma VLAN e assim
verificar a configuração dos Switches Ehernet;
Teste de interoperabilidade do controlador da subestação (IHM),
incluindo relatórios dos conjuntos de dados (datasets) configurados, envio
de mensagens GOOSE, controle dos equipamentos de manobra da
50
subestação (com intertravamento), e transferência dos arquivos de
distúrbios (oscilografias, relatório de faltas, registro sequencial de eventos
etc.);
Teste de interoperabilidade dispositivo a dispositivo: verificação da
recepção das mensagens GOOSE enviadas durante o teste anterior de
interoperabilidade;
Teste de interoperabilidade de gateway: verificação de alguma variação
entre os pontos de dados e de controle expostos via IEC 61850 e o
interface de comunicação IEC 60670-5-104 ou 101 (ou outro protocolo
utilizado para comunicação com Centro de Controle);
Teste de interoperabilidade das funções de vão: verificação das funções
de proteção de cada tipo de vão;
Teste de interoperabilidade de funções entre vãos: verificação das funções
distribuídas de proteção e automação (como falhas de disjuntor, proteção
de barra e intertravamento);
Teste de interoperabilidade das funções entre os níveis de vão e
subestação: verificação das funções de supervisão e controle.
4.5 – Conclusão
Neste capitulo é apresentado um estudo sobre a norma IEC 61850 mostrando
como originou-se a ideia da sua confecção. Abordamos sucintamente o que cada um dos 10
capitulos da norma aborda para que o leitor possa melhor compreender a norma e a sua real
importância nos atuais processos de automação de subestações.
51
CAPÍTULO 5
ESTUDO DE CASO: SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DA SE PARAMBU
5.1 – Introdução
Neste capítulo, será apresentado o estudo da aquisição e implantação do sistema
de automação da subestação de distribuição de energia elétrica (69–13,8 kV) construída na
cidade de Parambu. A aquisição do sistema digital de automação da Subestação de
Distribuição (SED) Parambu foi realizada seguindo a metodologia exposta neste trabalho.
Após a realização dos testes de validação e aceitação das propostas técnicas a Companhia
Energética do Ceará (Coelce) que aqui se intitula de empresa CONTRATANTE definiu a
empresa Schneider Eletric – Divisão de Energia como ganhadora do fornecimento do sistema
de Medição, Proteção, Comando, Controle e Supervisão da SED Parambu.
Após esta etapa, iniciou-se a etapa de detalhamento do fornecimento do sistema
de automação (workstatement), em que participaram quatro Engenheiros responsáveis pela
Área de Projetos de Linhas e Subestações da Alta Tensão de Coelce como representantes da
COELCE e três engenheiros como representantes da empresa CONTRATATA.
5.2 – Descrição Física da Subestação
A SE Parambu, ilustrada na Figura 20, pertence a Companhia Energética do Ceará
(COELCE) e foi energizada em 23/01/2011. Segundo o Padrão de Subestação da Coelce, PE-
051, da Coelce esta SED é classificada como subestação de pequeno porte, devido suas
características que incluem: ser localiza em região urbana com médios valores de demanda;
atender a potência de 5/6,25 MVA, construída em terreno com área inferior a 80x80 m em
uma região com baixa densidade de demanda, grandes extensões territoriais e alto índice de
incerteza quanto ao crescimento vegetativo da carga.
52
Figura 20 - Subestação de Distribuição Parambu
Fonte: (Arquivo COELCE)
5.2.1 – Diagramas da Subestação
A SED Parambu, conforme ilustrado no diagrama unifilar de proteção e medição
da subestação, Anexo A desta monografia, é composta dos seguintes vãos:
1 Entrada de Linha sem disjuntor de seccionamento;
1 Disjuntor Geral de Alta (CTA)
1 Transformador de Força de 69 – 13,8kV com potência nominal de
5/6,5MVA com a utilização da ventilação forçada;
1 Regulador de tensão;
1 Disjuntor Geral de Baixa Tensão do Transformador (CTB) ou disjuntor
geral de barra de 13,8;
3 Alimentadores de distribuição com a função de religamento automático,
com a previsão de instalação de mais um alimentador no futuro;
1 banco de capacitores de potencia nominal de 1,8MVAr.
53
O arranjo físico da planta baixa da subestação, Anexo B desta monografia, mostra
a distribuição dos equipamentos no pátio da subestação.
Vale salientar que o Diagrama Unifilar, ANEXO A, e o arranjo físico, ANEXO B,
constituem parte da documentação que enviada as empresas PROPONENTES ao Sistema
Digital de Automação.
5.3 - Especificação dos Pontos de Automação do Nível 1 (IEDs) do SAS.
A seguir será apresentada a especificação das necessidades de pontos digitais e
analógicos nas unidades de controles de posição (relés de proteção, medidores, etc) instalados
em cada bay da subestação. Vale destacar que o dimensionamento dos pontos de automação é
de fundamental importância para a automação adequada da subestação.
5.3.1 – Pontos de Automação do Vão de Entrada de Linha e Disjuntor Geral de Alta do
Transformador
Na configuração da SED mostrada no Diagrama Unifilar de Proteção e Medição
(ANEXO A) é verificado que o Disjuntor Geral de Alta é controlado e supervisionado pelo
relé de proteção SEPAM S80.
Na Tabela 16 são apresentadas as entradas digitais especificadas no relé SEPAM
S80 para supervisão e controle deste vão:
Tabela 16 - Entradas Digitais do Disjuntor geral de alta
Equipamento Supervisão e Controle Quantidade de
Entradas Digitais
Disjuntor Estado aberto/fechado do disjuntor 2ED
Primeiro e segundo estágio do nível do gás SF6 2 2ED
Supervisão das bobinas de abertura e fechamento 2ED
Falta de alimentação em corrente contínua no relé
(Falha Vcc)
1 ED
Supervisão da mola do disjuntor 1ED
Supervisão da posição da chave Local/Remoto 2 ED
Relé Rotina de automonitoramento e supervisão do relé
(denominada Watch dog ou cão de guarda)
1 ED
Chaves seccionadoras
Supervisão do estado das chaves seccionadoras
(abertas ou fechadas)
10 ED
Total de Entradas Digitais 21 ED
Fonte: Coelce
Na Tabela 17 são apresentadas as saídas digitais especificadas no relé SEPAM
S80 para comando e supervisão deste vão:
54
Tabela 17 - Saídas Digitais do Disjuntor geral de alta
Equipamento
Supervisionado
Comando Quantidade de Saídas
Digitais
Disjuntor Comando de abrir/fechar disjuntor 2SD
Relé
Estado do relé de proteção (Watch dog). 1 SD
Comando de trip
Total de Saídas Digitais
1 SD
4 SD
Fonte: Coelce
Na Tabela 18 são apresentadas as entradas analógicas especificadas no relé
SEPAM S80 para comando e supervisão deste vão:
Tabela 18 - Entradas Analógicas Disjuntor geral de alta
Equipamento Entrada Analógica Quantidade de Saídas
Digitais
Transformador de Potencial
Entradas Analógicas AC 0-115 Volts.
Total de Entradas Analógicas
3EA
3 EA
Fonte: Coelce
Como equipamento selecionado para a supervisão deste bay será utilizado uma
UCP SEPAM S80 – com uma carta base constituída de 5 SD + 4EA e duas cartas de expansão
do tipo MÊS-120 constituídas de 14 ED e 6 SD; totalizando um numero de 28 Entradas
Digitais, 17 Saídas Digitais e 4 Entradas Analógicas. Vale salientar que esta unidade fara a
supervisão das entradas relativas ao bay do Transformador que não forem supervisionadas
pelo seu próprio IED e pelos demais eventos não supervisionados por outras UCP’s.
A Figura 21 ilustra o equipamento utilizado.
Figura 21 - UCP SEPAM S80
Fonte - SCHNEIDER ELETRIC - DIVISÂO DE ENERGIA
55
5.3.2 – Pontos de Automação do Vão do Transformador
O transformador utilizado na subestação é de fabricação SIEMENS e as suas
necessidades de supervisão e monitoramento são apresentadas nas Tabelas 19, 20 e 21 a
seguir:
Tabela 19 - Entradas Digitais do transformador SIEMENS
Equipamento Supervisão e Controle Quantidade de
Entradas Digitais
Transformador SIEMENS Relé pressão de gás 1º e 2º estágios 2ED
Relé pressão de gás do comutador 1º e 2º estágios 2ED
Falha na ventilação 1ED
Falha de alimentação Vca na ventilação 1 ED
Ventilação forçada 1º e 2º estágios ligados 2ED
Nível mínimo e máximo de óleo do transformador
Nível mínimo e máximo de óleo do comutador
Dispositivo de alivio de pressão 1º e 2º estágios
2 ED
2 ED
2 ED
Dispositivo de proteção do comutador 1 ED
Falha de alimentação Vcc do transformador 1 ED
Relé
Atuação do relé de bloqueio
Temperatura do óleo mínima e máxima
Temperatura do enrolamento mínima e máxima
Estado do Comutador (Local ou Remoto)
Estado do Comutador (Mestre ou Comandado)
Comando do Comutador
Comutador em Individual
Discordância de posição do comutador
Estado do relé de proteção (Watch dog)
1 ED
2 ED
2 ED
2 ED
2 ED
1 ED
1 ED
1 ED
1 ED
Total de Entradas Digitais 28 ED
Fonte: Coelce
Tabela 20 - Saídas Digitais do transformador SIEMENS
Equipamento
Supervisionado
Comando Quantidade de Saídas
Digitais
Transformador SIEMENS Ventilação forçada (manual/automatico) 2 SD
Rearme do relé de bloqueio
Ligar e desligar ventilação forçada
Estado do relé de proteção (Watch dog)
Trip no Disjuntor de alta tensão
Trip no Disjuntor de baixa tensão
Trip no relé 94 e 86 (trip rápido/bloqueio)
Subir e baixar TAP do Comutador
1 SD
2 SD
1 SD
1 SD
1 SD
2 SD
2 SD
Comando TAP Manual/Automático e Remoto
Total de Saídas Digitais
2 SD
12 SD
Fonte: Coelce
56
Tabela 21 – Entradas analógicas do transformador SIEMENS
Equipamento Entrada Analógica Quantidade de Saídas
Digitais
Transformador SIEMENS
Entradas Analógicas DC 4-20 mA.
Temperatura do óleo
Temperatura do enrolamento
Posição do TAP
Entradas Analógicas AC 0 – 5A
Correntes Lado de alta do transformador.
Correntes Lado de baixa do transformador
Corrente de Neutro do transformador
Total de Entradas Analógicas
1 EA
1 EA
1 EA
3 EA
3 EA
2 EA
11 EA
Fonte: Coelce
Como IED selecionado para a supervisão do transformador será utilizado o
equipamento de proteção, controle, supervisão, unidade de automatismo, unidade de
intertravamento e unidade de obtenção de oscilografia o dispositivo desenvolvido e fabricado
pela AREVA, modelo P632, que possui 34 Entradas Digitais e 16 Saídas Digitais. As
Entradas analógicas serão aquisitadas pela UCS. Nesta unidade serão configuradas as funções
de proteção 87T, 50/51AT, 50/51BT, 50/51N, 50BF e 51G além da obtenção de medidas e
oscilografias do bay.
A figura 22 ilustra o equipamento utilizado.
Figura 22 - Relé AREVA modelo P632.
Fonte: (Própria)
57
5.3.3 – Pontos de Automação do Vão do Disjuntor de Média Tensão
Na Tabela 22 são apresentadas as entradas digitais especificadas no relé P142 para
supervisão e controle deste vão:
Tabela 22 – Entradas digitais do disjuntor de média tensão
Equipamento Supervisão e Controle Quantidade de
Entradas Digitais
Disjuntor Estado aberto/fechado do disjuntor 2ED
Supervisão do TP de 15 kV 1 ED
Supervisão das bobinas de abertura e fechamento 2ED
Falta de alimentação em corrente contínua no relé
(Falha Vcc)
1 ED
Supervisão da mola do disjuntor 1ED
Supervisão da posição da chave Local/Remoto 2 ED
Relé Rotina de automonitoramento e supervisão do relé
(denominada Watch dog ou cão de guarda)
1 ED
Estado das chaves seccionadoras de by pass
Falha Vcc Painel
Falha Vcc QSA
2ED
1 ED
1 ED
Total de Entradas Digitais 14 ED
Fonte: Coelce
Na Tabela 23 são apresentadas as saídas digitais especificadas no relé P142 para
supervisão e controle deste vão:
Tabela 23 – Saídas digitais do disjuntor geral de média tensão
Equipamento
Supervisionado
Comando Quantidade de Saídas
Digitais
Disjuntor Comando de abrir/fechar disjuntor 2SD
Relé
Estado do relé de proteção (Watch dog). 1 SD
Comando de trip
Total de Saídas Digitais
1 SD
4 SD
Fonte: Coelce
Como IED selecionado para a supervisão do CTB será utilizado o equipamento de
proteção, controle, supervisão, unidade de automatismo, unidade de intertravamento e
unidade de obtenção de oscilografia o dispositivo desenvolvido e fabricado pela AREVA,
modelo P142, que possui 16 Entradas Digitais e 09 Saídas Digitais. Serão configuradas, nesta
unidade as seguintes funções de proteção: 50/51, 50/51N, 50BF, 67, 67N, 27, 59 e 46.
5.3.4 – Disjuntores de alimentador de 15kV
58
Na Tabela 24 são apresentadas as entradas digitais especificadas no relé P142 para
supervisão e controle deste vão:
Tabela 24 – Entradas digitais dos alimentadores de 15 kV
Equipamento Supervisão e Controle Quantidade de Entradas
Digitais
Disjuntor Estado aberto/fechado do disjuntor 2ED
Supervisão das bobinas de abertura e fechamento 2ED
Falta de alimentação em corrente contínua no relé
(Falha Vcc)
1 ED
Supervisão da mola do disjuntor 1ED
Supervisão da posição da chave Local/Remoto 2 ED
Relé Rotina de automonitoramento e supervisão do relé
(denominada Watch dog ou cão de guarda)
1 ED
Falha Vcc Painel
Falha Vcc QSA
2ED
1 ED
1 ED
Total de Entradas Digitais 11 ED
Fonte: Coelce
Na Tabela 25 são apresentadas as saídas digitais especificadas no relé P142 para
supervisão e controle deste vão:
Tabela 25 – Saídas digitais dos alimentadores de 15kV
Equipamento
Supervisionado
Comando Quantidade de Saídas
Digitais
Disjuntor Comando de abrir/fechar disjuntor 2SD
Relé
Estado do relé de proteção (Watch dog). 1 SD
Comando de trip
Total de Saídas Digitais
1 SD
4 SD
Fonte: Coelce
Como IED selecionado para a supervisão dos alimentadores foi utilizado o
equipamento de proteção, controle, supervisão, unidade de automatismo, unidade de
intertravamento e unidade de obtenção de oscilografia o dispositivo desenvolvido e fabricado
pela AREVA, modelo P142, que possui 16 Entradas Digitais e 09 Saídas Digitais. Serão
configuradas, nesta unidade, as seguintes funções de proteção: 50/51, 50/51N, 50BF, 79, 67,
67N, 27, 59 e 46.
A Figura 23 ilustra o relé utilizado nos bays dos alimentadores e do disjuntor geral
de baixa.
59
Figura 23 - Relé AREVA P142
Fonte – Arquivo COELCE
5.3.5 – Banco de Capacitores em 15kV
: Na Tabela 26 são apresentadas as entradas digitais especificadas no relé P142
para supervisão e controle deste vão:
Tabela 26 – Entradas digitais do banco de capacitores
Equipamento Supervisão e Controle Quantidade de Entradas
Digitais
Disjuntor Estado aberto/fechado da seccionadora tripolar 1 ED
Estado Aberto/fechado do disjuntor 2 SD
Supervisão das bobinas de abertura e fechamento 2 ED
Falta de alimentação em corrente contínua no relé
(Falha Vcc)
1 ED
Supervisão da mola do disjuntor 1ED
Supervisão da posição da chave Local/Remoto 2 ED
Relé Rotina de automonitoramento e supervisão do relé
(denominada Watch dog ou cão de guarda)
1 ED
Falha Vcc Painel
Falha Vcc QSA
Relé de bloqueio atuado
2 ED
1 ED
1 ED
Total de Entradas Digitais 14 ED
Fonte: Coelce
Na Tabela 27 são apresentadas as saídas digitais especificadas no relé P142 para
supervisão e controle deste vão:
60
Tabela 27 – Saídas digitais do banco de capacitores
Equipamento
Supervisionado
Comando Quantidade de Saídas
Digitais
Disjuntor Comando de abrir/fechar disjuntor 2 SD
Relé
Estado do relé de proteção (Watch dog). 1 SD
Comando de trip
Bloqueio de fechamento
Total de Saídas Digitais
2 SD
1 SD
6 SD
Fonte: Coelce
Como IED selecionado para a supervisão do banco de capacitores foi utilizado o
equipamento de proteção, controle, supervisão, unidade de automatismo, unidade de
intertravamento e unidade de obtenção de oscilografia o dispositivo desenvolvido e fabricado
pela AREVA, modelo P142, que possui 16 Entradas Digitais e 09 Saídas Digitais.
5.3.6 – Serviço Auxiliar (CC e CA), Intrusão, Fumaça e Temperatura
Na Tabela 28 são apresentadas as entradas digitais para supervisão e controle
destes serviços:
Tabela 28 - Entradas digitais da UCS
Equipamento Supervisão e Controle Quantidade de Entradas
Digitais
Monitoração do estado do retificador 2 ED
Subtensão CC 1 ED
Intrusão,Fumaça e Temperatura 3 ED
Porta Aberta/Fechada dos paineis 3 ED
Monitoração da tensão CC Retificador 1 ED
Monitoração da Tensão e Energia CA do QSA 1 ED
Total de Entradas Digitais 11 ED
Fonte: Coelce
Para efeito de monitoração dos pontos acima, bem como, pontos gerais da SED
foi utilizado o equipamento desenvolvido e fabricado pela Invensys, modelo SCD5200,
configurado com duas cartas sendo uma com 32 ED’s e 4EA’s e outra com 24 ED’s, 6 EA’s,
e 6SD’s, totalizando 56 Entradas digitais, 10 Entradas Analógicas DC e 6 Saídas Digitais
61
A figura 24 ilustra o equipamento utilizado como Unidade Central do sistema.
Figura 24 - UCS FOXBORO SCD 5200
Fonte - PROPRIA
A unidade Central SCD5200 é um hardware sem partes moveis, não existindo HD
nem ventoinhas, utilizando memoria flash de elevada capacidade e 02 portas serie RS232C e
2 portas Ethernet 100BaseSX. O modulo realiza as seguintes funções:
Gerenciamento da base de dados do sistema (nível 1 e comunicação com
nível 3);
Gerenciamento das comunicações com o nível de aquisição inferior (nível
1). Coletando informações de telemetria e permitindo a consulta a
informação de manutenção e de parametrização via rede Ethernet;
Gerenciamento das comunicações com os postos de comando local (IHM)
ou remoto (nível 3)
Alarmes e registro cronológico de eventos no nível 2;
Logicas e automatismos do nível 2;
Aquisição de entradas e saídas digitais gerais.
62
5.4 – Arquitetura do sistema de automação
5.4.1 Painel 1
Após definido os equipamentos que compõem o sistema de automação da
subestação resta definir como ocorreu à distribuição desses equipamentos nos painéis de
comando e controle da subestação. Deste modo os equipamentos seguiram a seguinte
distribuição:
1º Armário: IHM + UCS + S80+ Switch.
Figura 25- Armário 1 de automação SED - Parambu
Fonte - (Arquivo COELCE)
5.4.1.1 SEPAM S80
O Relé SEPAM S80 ficara responsável pela supervisão do disjuntor geral de alta
da subestação, codificado como 12T1. Este relé é fabricado pela Schneider Eletric e é
amplamente utilizado em sistemas de automação de subestações.
63
5.4.1.2 IHM
A seguir a titulo de informação mostraremos as telas da IHM da SED Parambu.
Figura 26 - Tela inicial da IHM - Parambu
Fonte: PROPRIA
A tela inicial da IHM mostra o diagrama unifilar da subestação com o estado das
chaves seccionadoras e se os disjuntores estão abertos ou fechados.
Figura 27- Segunda Tela da IHM- Parambu
Fonte: PROPRIA
Na Figura 28, mostra-se as medições realizadas pelo sistema, como, por exemplo,
as medições de correntes primárias e secundárias do transformador de potência da subestação.
64
Na Figura 29 mostra-se a supervisão das proteções, o operador ao clicar em
qualquer um dos ícones tem acesso às informações daquele equipamento.
Figura 28- Terceira tela da IHM - Parambu
Fonte: PROPRIA
Nas Figuras 29 e 30, mostra-se os alarmes ativos da subestação e o histórico de
eventos ocorridos na subestação.
Figura 29 - Quarta tela da IHM - Parambu
Fonte: PROPRIA
65
Figura 30 - Quinta tela da IHM- Parambu
Fonte: (SYNAPSIS)
5.4.2 Painel 2
2º Armário: P632 + P142+ION 7650+ VAGO+VAGO+Switch
Figura 31 - Armário 2 de automação da SED Parambu
Fonte - (Arquivo COELCE)
66
O medidor ION 7650 é um multimedidor de consumo e qualidade de energia
podendo vir a ter suas funções de monitoramento personalizadas, no Diagrama Unifilar de
Proteção e Medição da subestação podemos ver que o mesmo foi instalado junto ao
Transformador de Corrente 01Z1. Assim ele tem a capacidade de monitorar a potencia que
chega aos alimentadores com uma precisão e exatidão maior que o próprio relé AREVA P142
que esta sendo utilizado para a proteção do CTB.
Vemos que nas fotos dos armários 1 e 2 existem locais vagos, estes espaços são
reservados para possíveis expansões do sistema, assim caso seja necessário a criação de novos
bays, não será necessário a montagem de novos painéis para a subestação.
5.4.3 Painel 3
3º Armário: P142+P142+P142+P142+P142+ VAGO+VAGO+Switch
Figura 32 - Armário 3 de automação da SED Parambu
Fonte - (Arquivo COELCE)
67
No projeto inicial da subestação já foi previsto a instalação futura de mais um
alimentador como mostra o ANEXO A, deste modo, o seu relé de supervisão já foi adquirido
no projeto original do painel e devidamente instalado no armário 3 da subestação.
Os Switches utilizados nos armários de automação são fixados na traseira dos
painéis, onde por meio de cabos de rede Ethernet os relés são conectados a estes
equipamentos e via fibra ótica os switches são interconectados formando uma topologia em
anel para o sistema de comunicação.
A figura 33 mostra o que foi dito.
Figura 33 - conexão dos relés de supervisão ao Switch
Fonte - (PROPRIA)
O ANEXOS C exemplifica melhor a arquitetura utilizada nos armários de
automação e fornece mais detalhes sobre a arquitetura do sistema de automação utilizado na
SED PARAMBU.
Lembramos que o protocolo 61850 aborda apenas a comunicação existente dentro
do nível 1 e entre as comunicações existentes entre o nível 1 e nível 2. Assim, para que a
subestação possa se comunicar com o centro de operação do sistema é necessário à existência
de um gateway entre a UCS e o sistema SCADA, pois o protocolo utilizado pela UCS para a
esta comunicação é o IEC 60870-5-104 enquanto que o sistema SCADA da COELCE utiliza
o protocolo IEC 60870-5-101. Existe ainda a presença do protocolo DNP3, este protocolo é
utilizado entre a UCS e a IHM.
68
5.5 - Atuação da proteção via IEC 61850
Como dito no capítulo quatro, a comunicação via GOOSE é classificada como
uma comunicação do tipo peer-to-peer (entre pares). A principal aplicação deste tipo de
mensagem talvez seja à utilizada pelo sistema de proteção, visto que a velocidade de atuação
das funções de proteção seja uma das principais exigências do sistema de automação.
Uma das principais funções do sistema de proteção que utilizam o protocolo IEC
61850 é a função 50BF, o seu funcionamento será discutido abaixo.
5.5.1 - Falha do disjuntor - 50BF
Esta função de proteção atuará quando decorrido um tempo pré-definido após o
disparo de trip da proteção e a não abertura do disjuntor. O relé responsável pela supervisão
deste disjuntor enviará via GOOSE uma mensagem de trip para o relé de retaguarda. Na SED
Parambu, através do ANEXO A vemos que os relés dos alimentadores estão configurados
para a função 50BF, tendo como IED de retaguarda o disjuntor 11T1 e caso este venha a não
abrir em um momento de falta na barra de 13,8 kV, o mesmo enviará a função 50BFvia uma
mensagem GOOSE para o relé de retaguarda que comandaraa abertura do disjuntor 12T1
abrir.
Na figura 34 é ilustra da o funcionamento da função 50BF ocorrido uma falta em
um dos alimentadores.
Figura 34 - Funcionamento da função 50BF
Fonte: (KIMURA et al, 2008)
69
Na Figura 35 é mostrada o diagrama lógico da função 50BF, utilizados pela
família de relés da Schweitzer Engineering Laboratories (SEL). Vale salientar que cada
fabricante de relé pode utilizar o seu próprio diagrama logico.
5.5.1.1- Diagrama Lógico da função 50BF
Figura 35- Diagrama Logico da função 50BF
Fonte: (Adaptado de Tutorial de Diagramas Lógicos- SEL)
Este diagrama é utilizado em dois casos de atuação da função 50BF, a seguir
temos a explicação de cada caso.
1º Caso: Atuação de proteção interna do transformador com falha do disjuntor do
lado de AT.
A atuação de qualquer proteção interna do transformador, ou outra proteção que
não dependa de corrente atuará no Trip Proteções 2, caso o disjuntor permaneça fechado, um
nível alto chegará a porta AND. Assim a porta OR ativará o temporizador 1 que após um
tempo pré-definido (t1) irá da um Retrip na segunda bobina de abertura, caso o disjuntor não
abra o segundo temporizador irá da um comando de Trip no disjuntor de retaguarda (Função
50BF) após o tempo t2.
2º Caso: Atuação de proteção do transformador que dependa de corrente, com
falha do disjuntor do lado de AT.
O trip de uma função do transformador que dependa de corrente ou das funções
50/51 de fase e neutro ativará a porta OR e com a atuação dos sensores de corrente de fase
e/ou neutro a porta AND é habilitada. Com a ativação da porta AND os temporizadores são
habilitados e o sua lógica de funcionamento segue a do item a.
70
5.5.2 - Seletividade Lógica
Esta função é um esquema de comunicação entre relés de sobrecorrente instalados
em cascata. Quando ocorre uma falta muito, próxima ao barramento, ambos os relés detectam
esta falta, com o intuito de que os dois relés não atuem provocando um maior tempo na
recomposição do sistema e a perda de carga sem necessidade, o relé mais a jusante envia um
sinal via GOOSE para o relé mais a montante retardar em alguns ciclos de operação a sua
atuação de sobrecorrente.
5.5.2.1 - Diagrama Lógico da Função Seletividade Lógica
Figura 36 - Diagrama Lógico da função de Seletividade Lógica
Fonte: (Adaptado de Tutorial de Diagramas Lógicos- SEL)
A Figura 36 mostra o diagrama da função de Seletividade Lógica, no esquema,
quando ocorre o curto-circuito seja ele fase-terra ou entre fases as entradas IN-1 ou IN-2,
respectivamente, sensibilizam o relé do alimentar, que por sua vez, via mensagem GOOSE
envia o sinal de retardo para o relé a montante (caso a mensagem seja enviada corretamente o
sinal de saída da porta Ethernet será nível lógico 0). Decorrido o tempo de retardo e se o relé a
montante continuar sendo sensibilizado pelo elemento de fase ou de terra (IN-3 e IN-4) o
mesmo dará o sinal de trip.
71
A seguir vemos outras funções que podem ser utilizadas via mensagens GOOSE:
Função de bloqueio do transformador;
Função transferência automática de linhas;
Transferência automática de carga entre os transformadores;
Transferência da proteção;
Restabelecimento da subestação;
Esquema Regional de Alivio de Carga – ERAC.
5.6 - Mapeamento de funções
Quando nos referimos ao mapeamento de funções ou de entradas e saídas digitais
de uma subestação, estamos nos referindo a como foram nomeados os pontos que desejamos
supervisionar no sistema, sejam esses pontos referentes a uma medida de corrente ou mesmo
ao estado da chave seccionadora de um bay.
Giroux (2012, p.56) afirma que a definição dos pontos de supervisão e dos
comandos executáveis em cada bay deverá levar em consideração os seguintes tópicos:
Supervisão de Equipamento e Funcionalidades Específicas;
Supervisão das Proteções;
Medidas Analógicas;
Comandos Executáveis;
Níveis hierárquicos.
No sistema COELCE, a empresa responsável por fazer a integração da
comunicação entre o nível II da subestação e o nível III (Sistema SCADA) do centro de
controle é a SYNAPSIS, esta empresa por meio de softwares como o Remote Terminal
Viewer é capaz de acessar qualquer UCS ou UTR do sistema COELCE, a seguir mostraremos
algumas telas desse software e faremos algumas explicações sobre o processo de
mapeamentos dos pontos criados.
72
Figura 37 - Mapeamento da função de sequencia negativa via IEC 61850
Fonte: Remote Terminal Viewer
A Figura 37 mostra o mapeamento de um nó lógico de proteção para a função de
sequencia negativa (I2) do relé que supervisiona o alimentador 21P4, veja que o ponto que
esta sendo supervisionado (PBU21P4I2) segue a estrutura fixada pela IEC 61850 para a
modelagem dos dados.
Figura 38 - Modelagem dos dados da SED Parambu
Fonte - (PROPRIA)
73
Se observarmos do lado esquerdo da Figura 37 veremos que foi criado um
dispositivo físico para cada IED da subestação, onde a sua nomenclatura é feita da seguinte
forma:
R+ O nome do bay que será supervisionado.
Como dito anteriormente, a comunicação entre os IED’s da Subestação e o
sistema SCADA necessita de um gateway devido à diferença de protocolos existente nas
comunicações, assim para que a função de sequencia negativa possa chegar ao centro de
controle é necessário que o ponto PBU21P4I2 (Padrão IEC 61850) seja mapeado no protocolo
IEC 60870-5-104 e depois convertido para IEC 101 este mapeamento é ilustrado na figura
abaixo.
Figura 39 - Mapeamento da função de sequencia negativa via IEC 60870-5-104
Fonte: Remote Terminal Viewer
Pela figura vemos que o endereço 816 do padrão 104 foi o selecionado para fazer
a supervisão da função de sequencia negativa do disjuntor 21P4. Veja a esquerda da figura
que este endereçamento ocorre dentro do diretório IEC 104 Slave. Agora para que esta
informação chegue ao centro de controle da COELCE é necessária à conversão para o padrão
IEC 60870-5-101, a Figura 40 ilustra esta conversão de protocolos.
74
Figura 40 - Mapeamento da função de sequencia negativa no padra IEC-101
Fonte: Remote Terminal Viewer
Veja a esquerda da Figura 40 que este endereçamento de protocolo ocorre no
diretório SEPBU-S101 e é caracterizado como uma informação simples, pois é apenas a
informação que ocorreu a atuação de uma função.
5.7 – Conclusão
Neste capitulo foi apresentado um estudo de caso sobre a subestação de
distribuição de energia da cidade de Parambu, este caso foi utilizado visto que a contratação
do sistema digital de automação da subestação foi implantada com a utilização da
metodologia aqui exposta neste trabalho.
75
CAPÍTULO 6
CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS
6.1 - Conclusões
Neste trabalho foi apresentada uma metodologia para a contratação/aquisição e
implantação do sistema de Medição, Proteção, Comando, Controle e Supervisão (MPCCS)
digital de uma subestação. A metodologia aqui apresentada foi baseada na metodologia
utilizada pela Concessionária de Energia Elétrica do Estado do Ceará (Coelce) através dos
seus critérios de projetos e especificações técnicas disponíveis ao público no seu site.
Esta metodologia ilustra o processo de implantação de novos sistemas de
automação e serve de referencia para que outras empresas que ainda não possuam uma
metodologia própria possam utiliza-la como referencia, assim na busca de um desempenho
superior podemos utilizar o processo realizado pela Coelce como um Benchmark.
A utilização do protocolo IEC 61850 nos Sistemas Digitais de Automação mostra-
se como uma tendência para o futuro, visto que, a cada dia, vê-se o surgimento de novos
projetos ratificando a ideia de que o padrão é sem dúvidas a ferramenta mais completa no que
se refere à automação de sistemas digitais. A possibilidade de integração entre equipamentos
de diferentes fabricantes, a criação do barramento de processo e a consequente redução dos
cabos de comando e sinalização na subestação tem-se mostrado como algumas das principais
vantagens de se utilizar a norma IEC 61850.
O estudo de caso apresentado neste trabalho foi escolhido, pois a aquisição do
sistema digital de automação da subestação de Parambu foi realizada utilizando-se a
metodologia utilizada como base para este trabalho. Neste estudo é mostrado a arquitetura
com a qual o projeto da subestação foi concebido, como ocorreu a divisão dos IED’s dentro
dos painéis da subestação e foram definidos os requisitos mínimos de sinalização, supervisão
e comando para cada vão da subestação com a consequente especificação do IED responsável
por cada um deste vãos.
76
6.2 – Trabalhos Futuros
Após a realização deste trabalho foi verificado a possibilidade de alguns temas
para trabalhos futuros envolvendo a área de automação de subestações e a utilização da norma
IEC 61850, alguns destes trabalhos são:
Estudo do centro de controle do sistema mostrando como ocorre a
integração dos protocolos de comunicação utilizados no sistema digital de
automação;
Metodologia de aquisição do sistema de telecontrole de uma subestação
(SCADA) e a comparação entre os diversos fabricantes;
Estudo sobre os impactos econômicos provocados pela utilização da
norma IEC 61850 devido a interoperabilidade e a redução dos gastos com
fiação devido a criação do barramento de processo;
Aprofundamento da norma IEC 61850, fazendo-se quadros comparativos
com outros protocolos;
Estudo sobre o ganho de eficiência com a utilização da norma IEC 61850.
77
REFERÊNCIAS
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61850 with New Process-close Technologies.” In Power tech Conference Proccedings, vol.2,
Bologna: IEEE 2003.
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automation within substations. ELECTRA – CIGRE, n. 233. 2007.
BRUNNER, C. IEC 61850 process connection – a smart solution to connect the primary
equipment to the substation automation system. In 15º Power Systems Computation
Conference – PSCC. Liège- Belgium.2005
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Processos. Disponível em: https://www.coelce.com.br/sobrecoelce/normastecnicas/criterios-
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COELCE.Sistema Digital para Automatizacion de Subestaciones. Disponível em:
https://www.coelce.com.br/sobrecoelce/normastecnicas/normas-corporativas.aspx
CLARKE, Gordon; REYNDERS, Deon; WRIGHT, Edwin. Practical Modern SCADA
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CLUBE DO HARDWARE. Descomplicando a informatica. Disponivel em:
http://www.clubedohardware.com.br/artigos/Como-o-Protocolo-TCP-IP-Funciona-Parte-
1/1351. Acesso em: 23 Desembro 2012
GIROUX, T. S. e “Automação de subestações utilizando a norma IEC 61850 – Estudo de
caso da Subestação do Campus do Pici (69-13,8 kV)”, Universidade Federal do Ceará –
UFC, 2012, 101p.
FARREL, Adrian. A internet e seus protocolos. Rio de Janeiro: Elsevier,2005
GURJÂO, E. C.; de SOUSA, B. A; do CARMO, U. A. “A comunicação entre
equipamentos de Proteção na norma IEC 61850.” Eletricidade Moderna, Vol.397, Abril
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GRANDI, Gilberto. Metodologia para especificação de telecontrole em subestações de
energia eletrica. Florianopolis: Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico,
2000. Tese de Doutorado, Engenharia de Produção
HMS Industrial Networks. HMS Industrial Networks Disponivel em:
http://www.hms.se/technologies/modbustcp.html. Acesso em: 19 Desembro 2012.
IGARASHI, Gilberto. Estudo da IEC 61850 e o seu impacto no sistema de automação de
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78
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Substations. Fist Edition, 2003-2004
KUROSE, James F. e ROSS, Keith W. Redes de computadores e a internet, uma
abordagem top-down.São Paulo: Pearson Addilson Wesley, 2006
M. Gervitz, “IEC-61850 – impactos na produção de equipamentos de automação,” in VI
SIMPASE- Simposio de Automação de Sistemas Elétricos, São Paulo, 2005.
MAIA, W. U. L. D. A. Sistema Integrado de Operação e Diagnóstico de Falhas para
Sistemas de Energia Elétrica. Universidade Federal de Santa Catarina. Florianópolis. 1998.
MAKHIJA, Jay. Comparison of protocols used in remote monitoring: DNP3.0, IEC 870-
5-101 & Modbus. 2003
MARTINS, Ronei Ximenes. Introdução a redes de computadores. Varginha: Edição do
Autor, 2002. Apostila.
MENDES, Marcos Fonseca. Proposta de metodologia e de modelo para modernizações de
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2011.
MIRANDA, Juliano Coêlho. IEC-61850: Interoperabilidade e Intercambialidade entre
equipamentos de supervisão, controle e proteção através das redes de comunicação de
dados. Escola de Engenharia de São Carlos da Universidade de São Paulo,2009.
NETTO, U. C. Aplicações de Energia Elétrica Através do Uso de Relés Digitais de
Proteção. Universidade de São Paulo - Escola de Engenharia de São Carlos. São Carlos.
2008.
OURA, J. M. Retrofit das proteções em usinas antigas. XVI SNPTEE-Seminario
Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica. Campinas – Brasil,2001.
PALMA, Luciano; PRATES, Rubens. TCP/IP. São Paulo: Novatec,2000.
PEREIRA, A. Cascaes, et al. Automação de subestações e usinas: estado da arte e
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Eletricos, VII SIMPASE, Salvador, 2007.
SAMPAIO, B. G. Protocolo de Comunicação Baseado na Norma IEC 870-5-101.
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SAMPAIO, R. F. Sistema de Diagnóstico de Faltas para Subestações Baseado em Redes
de Preti Coloridas. Universidade Federal do Ceará. Fortaleza. 2002.
SANTOS, Weber et al. Automação distribuída com fieldbus – Subestações. InTech Brasil,
out. 1999.
79
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computadores: das LANs, MANs e WANs, às redes ATM. Rio de Janeiro: Campus, 1995.
SOUSA, Lindeberg Barros de. Redes de computadores, dados, voz e imagem. São Paulo:
Érica, 2002.
TANENBAUM, Andrew S. Redes de computadores. Rio de Janeiro: Campus, 1997.
80
ANEXOS
ANEXO A – DIAGRAMA UNIFILAR DE PROTEÇÃO E MEDIÇÃO
SED – PARAMBU
82
ANEXO B – ARRANJO FISICO PLANTA BAIXA DA SED PARAMBU
RUA FCO. EVANGELISTA
83
ANEXO C – DETALHES DA ARQUITETURA DA SED PARAMBU
IHM
F1/CPU
Power
5
Reset
Alarm
3
1
6
4
2
RS900
7
8
Tx
Rx
Tx
Rx
RUGGEDCOMINDUSTRIAL STRENGTH NETWORKS
Detalhamento da Arquitetura do Sistema
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Departamento de Projetos de LT'S e SE'S da Alta Tens«o
DESCRI¢ëO DA VERSëO DO PROJETOREVISìES:
REVISìES DE OBRA
7
1
2
3
4
5
6
7
VER56
43
2 1
Companhia Energ®tica do Cear§
DATA
NÜ DO DESENHO:
DESENHO:
PROJETO:
DATA:
FORNECEDOR:
PROJETO
FOLHA:
VERSëO:
02/03
DATA:
DESENHO:
PROJETO:
Diretoria T®cnica
REVISëO:
Ger°ncia de Planejamento e Engenharia de AT e MT
NÜ DO DESENHO:
SUBESTA¢ëO:
TĉTULO:
ESCALA:VERSëO: FOLHA:
S/E 02/03
E
H
G
F
D
C
B
A
1
1 1
XPROJETO INICIAL
SCHNEIDER
PRISCILLA TERESA
PRISCILLA TERESA
04/10/10
PBU-54-02
SE PARAMBU (PBU)
PBU-54-0204/10/10
Power
5
Reset
Alarm
3
1
6
4
2
RS900
7
8
Tx
Rx
Tx
Rx
RUGGEDCOMINDUSTRIAL STRENGTH NETWORKS
ARMĆRIO 2
Power
5
Reset
Alarm
3
1
6
4
2
RS900
7
8
Tx
Rx
Tx
Rx
RUGGEDCOMINDUSTRIAL STRENGTH NETWORKS
ARMĆRIO 3
Detalhamento da Arquitetura do Sistema
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Departamento de Projetos de LT'S e SE'S da Alta Tens«o
DESCRI¢ëO DA VERSëO DO PROJETO
REVISìES:
REVISìES DE OBRA
7
1
2
3
4
5
6
7
VER56 4 3 2 1
Companhia Energ®tica do Cear§
DATA
NÜ DO DESENHO:
DESENHO:
PROJETO:
DATA:
FORNECEDOR:
PROJETO
FOLHA:
VERSëO:
03/03
DATA:
DESENHO:
PROJETO:
Diretoria T®cnica
REVISëO:
Ger°ncia de Planejamento e Engenharia de AT e MT
NÜ DO DESENHO:
SUBESTA¢ëO:
TĉTULO:
ESCALA:VERSëO: FOLHA:
S/E 03/03
E
H
G
F
D
C
B
A
1
1 1
X PROJETO INICIAL SCHNEIDER
PRISCILLA TERESA
PRISCILLA TERESA
04/10/10
PBU-54-03
SE PARAMBU (PBU)
PBU-54-0304/10/10
Caution: Disconnect
power before removal
15V OK
IN OK
MS
LS
18-164 VDC
60W In Max
40W Output
DIAG
ON
RUN
FAIL
SEN
RST
RX1
TX1
RX2
TX2
personnel only
Authorised service
COM1
TX1
PORT 2
PORT 1
ETHERNET
ETHERNET
RX1
COM2
TX1
LNK2
ACT2
LNK1
ACT1
RX1
-
+
IN
F1/CPU
CONV. 1
Power
5
Reset
Alarm
3
1
6
4
2
RS900
7
8
Tx
Rx
Tx
Rx
RUGGEDCOMINDUSTRIAL STRENGTH NETWORKS
SWITCH - COELCE
ARMĆRIO 1
SUBESTA¢ëO
SWITCH COELCE
01/03054001
NÜ DO DESENHO:
TĉTULO:
ARQUITETURA GERAL DO SISTEMA
SUBESTA¢ëO:
DATA:
PROJETO:
DESENHO:
01/03054001
FOLHA:
VERSëO:
NÜ DO DESENHO:
F
E
D
C
141312111098765432
DESENHO:
PROJETO:
DATA:
1
A
B
G
04/10/10
S/E
1
2
3
4
5
FOLHA:
Companhia Energ®tica do Cear§
Diretoria T®cnica
ESCALA:VERSëO:
6
7
REVISìES:
REVISëO:
REVISìES DE OBRA
Ger°ncia de Planejamento e Engenharia de AT e MT
Departamento de Projetos de LT'S e SE'S da Alta Tens«o
0
1
SE PARAMBU
PRISCILLA
PRISCILLA
1
PRISCILLA
PRISCILLA
04/10/10 PROJETO INICIALPRISCILLA
25/09/2010
15 16
Revisao conforme alteraoes da COELCE
JACKSON29/10/2010
01 - CORRE¢ìES CONFORME COMENTĆRIOS DA COELCE - 03/11/2010
84
ANEXO D – TABELA DE FUNÇÕES (ANSI)
85
FUNÇÃO Descrição
2 Relé de partida temporizado
3 Relé de verificação
8 Aparelho de desconexão de cont. de potência
9 Aparelho de reversão
10 Chave de sequência de unidade
17 Chave de derivação
20 Válvula operada eletricamente
21 Distância (proteção de zona)
22 Disjuntor equalizador
23 Aparelho de controle de temperatura
25 Aparelho de sincr. ou de sua verificação
26 Aparelho térmico (detector de temp.do óleo)
27 Sobtensão
28 Função a ser definida
29 Contator de isolamento
30 Relé anunciador
31 Aparelho de excitação em separado
32 Relé direcional de potência
33 Chave de posição
34 Chave de seqüência operada por motor
35 Aparelho de operação de escovas
36 Aparelho de polaridade
37 Relé de subcorrente ou subpotência
43 Aparelho ou seletor de transferência manual
44 Relé de seqü. de partida/balan.de fase
45 Função a ser definida
46 Desbalanço de corrente e sequência negativa
47 Relé de seqüência de fase para tensão
49 Relé de réplica témica (temperatura do
enrolamento)
50 Relé de sobrecorrente instantâneo
50/50N Instantânea fase e neutro
51 Relé de sobrecorrente temporizado
51/51N Temporizada fase neutro
50/51NS Instantâneo e temporizada fase e neutro
sensível
52 Disjuntor de corrente alternada
53 Relé de excitatriz ou gerador de cor.
Contínua
55 Relé de fator de potência
56 Relé de aplicação de campo
57 Aparelho de curto-circuito ou aterramento
59 Sobretensão
62BF 62FB(falha do disjuntor)
61 Relé de balanço de corrente
86
62 Relé temporizado de interrupção ou abertura
64 Falta a terra, Trafo
63 Relé de pressão de líquido ou de gás
64 Relé de proteção de terra
65 Regulador
67 Relé direcional de sobrecorrente
67/50 Sobrecorrente direcional de fase instantânea
67/51 Sobrecorrente direcional de fase temporizada
68 Relé de bloqueio
70 Reostato operado eletricamente
71 Nível do Óleo
72 Disjuntor de corrente contínua
74 Relé de alarme
76 Relé de sobrecorrente em corrente contínua
77 Transformador de pulso
78 Relé de medição de ângulo de fase
79 Relé de religamento
81 Relé de frequência
82 Relé de religamento
83 Relé de transferência automática
86 Relé de bloqueio
87 Relé diferencial
90 Aparelho de regulação (Banco de
capacitores)
94 Trip
COMPLEMENTAÇÃO DA TABELA ANSI: 50 N - sobrecorrente instantâneo de neutro;
51N - sobrecorrente temporizado de neutro ( tempo definido ou curvas inversas);
50G - sobrecorrente instantâneo de terra (comumente chamado 50GS);
51G - sobrecorrente temporizado de terra (comumente chamado 51GS e com tempo definido
ou curvas inversas);
50BF - relé de proteção contra falha de disjuntor (também chamado de 50/62 BF);
51Q - relé de sobrecorrente temporizado de sequência negativa com tempo definido ou curvas
inversas;
51V - relé de sobrecorrente com restrição de tensão;
51C - relé de sobrecorrente com controle de torque;
59Q - relé de sobretensão de seqüência negativa;
59N - relé de sobretensão residual ou sobretensão de neutro (também chamado de 64G);
87
64 - relé de proteção de terra pode ser por corrente ou por tensão. Os diagramas unifilares
devem indicar se este elemento é alimentado por TC ou por TP, para que se possa definir
corretamente.
Se for alimentado por TC, também pode ser utilizado como uma unidade 51 ou 61.
Se for alimentado por TP, pode-se utilizar uma unidade 59N ou 64G.
A função 64 também pode ser encontrada como proteção de carcaça, massa-cuba ou tanque,
sendo aplicada em transformadores de força até 5 MVA.
67 N - relé de sobrecorrente direcional de neutro (instantâneo ou temporizado);
67 G - relé de sobrecorrente direcional de terra (instantâneo ou temporizado);
67Q - relé de sobrecorrente direcional de sequência negativa;
Proteção Diferencial - ANSI 87:
O relé diferencial 87 pode ser de diversas maneiras:
87 T - diferencial de transformador (pode ter 2 ou 3 enrolamentos);
87G - diferencial de geradores;
87GT - proteção diferencial do grupo gerador-transformador
87 B - diferencial de barras. Pode ser de alta, média ou baixa impedância;
Pode-se encontrar em circuitos industriais elementos de sobrecorrente ligados num esquema
diferencial, onde os TC´s de fases são somados e ligados ao relé de sobrecorrente. Também
encontra-se um esquema de seletividade lógica para realizar a função diferencial de barras.
87M - diferencial de motores - Neste caso pode ser do tipo percentual ou do tipo
autobalanceado.
O percentual utiliza um circuito diferencial através de 3 TC´s de fases e 3 TC´s no neutro do
motor. O tipo autobalanceado utiliza um jogo de 3 TC´s nos terminais do motor, conectados
de forma à obter a somatória das correntes de cada fase e neutro. Na realidade, trata-se de um
elemento de sobrecorrente, onde o esquema é diferencial e não o relé.
