FACULDADE SATC

faculdade satc

FRANK MARTINS FERNANDES

sistema de supervisão para uma subestação de mÉdia tensão

Criciúma

Maio – 2017

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FRANK MARTINS FERNANDES

sistema de supervisão para uma subestação de mÉdia tensão

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia elétrica da Faculdade SATC, como requisito parcial à obtenção do título de Engenheiro eletricista.

Orientador: Prof. Me. Luis Felipe Bianchi Carbonera.

Coordenador do Curso: Prof. Dr. André Abelardo Tavares.

Criciúma

Maio – 2017

frank martins fernandes

sistema de supervisão para uma subestação de média tensão

Este Trabalho de Conclusão de Curso foi julgado adequado à obtenção do título de bacharel em Engenharia elétrica e aprovado em sua forma final pelo Curso de Graduação em Engenharia elétrica da Faculdade SATC.

Criciúma, (dia) de (mês) de (ano da defesa).

______________________________________________________

Professor e orientador Luis Felipe Bianchi Carbonera, Mestre.

Faculdade SATC

______________________________________________________

Prof. Nome do Professor, Título.

Faculdade SATC

______________________________________________________

Prof. Nome do Professor, Título.

Faculdade SATC

Texto das dedicatórias. Texto das dedicatórias. Texto das dedicatórias. Texto das dedicatórias. Texto das dedicatórias. Texto das dedicatórias. Texto das dedicatórias.

agradecimentos

Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos.

Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos.

Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos. Texto de agradecimentos.

“Texto da epígrafe. Texto da epígrafe. Texto da epígrafe. Texto da epígrafe. Texto da epígrafe. Texto da epígrafe. Texto da epígrafe. Texto da epígrafe.” (Autor, ano, p.)

resumo

O presente trabalho busca apresentar o desenvolvimento de um sistema de supervisão com aquisição dos dados de uma subestação de uma indústria. A finalidade é identificar problemas, garantindo uma maior agilidade da equipe de manutenção. Fator de potência, segurança contra aquecimento do bobinado dos transformadores com o auxílio do monitorador de temperatura eletrônico, flexibilidade das redes ethernet, facilidade de integração dos componentes de diversos fabricantes com a utilização do protocolo de comunicação modbus RTU, a utilização de fibra ótica e seus conversores de fibra/ethernet, sistema que utiliza software’s para monitorar e supervisionar as variáveis e os dispositivos do sistema, níveis de isolamento e velocidade de atuação do disjuntor de média tensão, a construção e classes de conversão dos TCs e TPs, linguagem de programação utilizada com o CLP escolhido e características de processamento são as principais relevâncias emcontradas na automação proposta para esta subestação de media tensão . Ao implantar esta tecnologia garantiu-se uma maior confiabilidade e seletividade com o auxílio dos relés eletrônicos, alcançou também com este sistema, uma rápida e fácil forma de visualização dos dados gerados pela subestação, proporcionando a uma equipe responsável um novo nível de qualidade no controle do fornecimento de energia desta nova subestação que substituirá a antiga, que já se encontra obsoleta com relação a sua tecnologia ultrapassada.

Palavras-chave: Supervisão; Rele Eletrônico; Subestação; Confiabilidade.

lista de figuras

Fig. 1 - Sistema Elétrico de Potência [1]17

Fig. 2- Subestação [3]18

Fig. 3- Transformador de Potencial [5]20

Fig. 4- Transformador de Corrente [6]20

Fig. 5- Relé Eletrônico ou Microprocessado Siemens Modelo 7SR224 Argus [8]22

Fig. 6 - Controlador Automático de Fator de Potência [11]23

Fig. 7- Monitor de Temperatura e seu Esquema de Ligação [12].25

Fig. 8 - Os Polos do Disjuntor Gerando um Arco Elétrico Durante a Abertura [1]27

Fig. 9 - Transformador de Potência [16]29

Fig. 10 - Relacionamento de Rede Tipo Mestre-Escravo [21].32

Fig. 11- Organização da Estrutura Mestre Escravo [21].33

Fig. 12- Transmissão dos Telegramas Utilizando Modo RTU [21]35

Fig. 13- Arquitetura Básica do CLP Moderno [22].37

Fig. 14 - Linguagem Ladder [26].39

Fig. 15- IHM da Siemens [29].41

Fig. 16 - O Conceito de VPL [35]43

Fig. 17– Ilustração Gráfica da TIR [34]45

Fig. 18 - Módulo Unifilar Que Representa a Zona de Medição de Energia [Do autor, 2016].49

Fig. 19 – PMT Principal [Do autor, 2016]50

Fig. 20 - Medição, PMT - Principal, PMT - 2400 V [Do autor, 2016].52

Fig. 21 – Condutores Para Rede PROFIBUS [31].53

Fig. 22 - Topologia de Comunicação [Do autor, 2016]54

Fig. 23- Cabos Ethernet Tipo Cat 6 [32]55

Fig. 24 - Imagem Colhida no Software de Monitoramento da Subestação [Do autor, 2016].59

lista de tabelas

\

Tab. 1 - Blocos do Modelo de Dados do Modbus [20].33

Tab. 2 - Códigos em Conformidade com a Classe 0 [20].34

Tab. 3 - Códigos em Conformidade com a Classe 1 [20]34

Tab. 4 - Taxas de Comunicação e os Tempos de Transmissão de Telegramas [21].36

LISTA DE ABREVIAÇÕES

SIGLAS

SE

___

Subestação de energia

FP

___

Fator de potência de Santa Catarina

CLP

___

Controlador Lógico Programável

IHM

___

Interface homem máquina

TP

___

Transdutor de potencial

TC

___

Transdutor de Corrente

ANSI

___

American National Standards Institute

Trip

___

Quando uma falta é detectada

SCADA

___

Supervisory Control and Data Acquisition

PR

___

Para Raio

F-N

___

Fase Neutro

RMS

___

Rood Mean Square (Valor quadrático médio)

THD

___

Distorção Harmônica Total

SF6

___

Hexafluoreto de Enxofre

VF

___

Ventilação Forçada

RTU

___

Remote Terminal Unit

ASCII

___

American Standard Code for Information Interchange

I/O

___

Entrada e Saída

LD

___

Lista de Instrução

ST

___

Texto Estruturado

LD

___

Diagrama Ladder

FDB

___

Diagrama de Blocos Funcionais

Tags

___

Variáveis de uma linguagem de programação

PC

___

Computador Portátil

PMT

___

Painel de Média Tensão

KVar

___

Kilo Volte Ámpere Reativo

Bps

___

Bits por Segundo

AT

___

Alta Tensão

VP

___

Valor presente

VPL

___

Valor presente líquido

TIR

___

Taxa interna de retorno

TMA

___

Taxa mínima de atratividade

DEC

___

Duração das paradas do fornecimento de energia

FAC

___

Frequência das paradas do fornecimento de energia

SÍMBOLOS

V

[v]

Volts

I

[A]

Ámperes

MVA

Mega Volt Ámpere

KVA

Kilo Volt Ámpere

Hz

[Herts]

Frequência

sumário

1introdução144

1.1Justificativa e Contribuições15

1.2Objetivo Geral15

1.3Objetivos Específicos15

2fundamentação teórica17

2.1SISTEMA BRASILEIRO DE TRANSMIssÃO DE ENERGIA17

2.1.1Subestação de Energia18

2.2COMPONENTES De uma substação de energia com SISTEMA de SUPERVISÃO19

2.2.1Transformadores para Instrumentos20

2.2.1.1Transformador de potencial20

2.2.1.2Transformador de corrente21

2.2.2Relé Microprocessado22

2.2.3Controlador de Fator de Potência24

2.2.4Relé Monitor de Temperatura Eletrônico para proteção de transformadores25

2.2.5Disjuntor de Média Tensão26

2.2.5.1Arco elétrico27

2.2.5.2Disjuntores a vácuo28

2.2.5.3Interrupção no óleo28

2.2.5.4Interrupção no gás SF628

2.2.6Estação transformadora29

2.2.6.1Transformador de potência29

2.2.6.2Ventilação forçada30

2.2.7Capacitores30

2.2.8Redes Ethernet31

2.2.9Protocolo Modbus RTU32

2.2.9.1Mensagem de Quadro MODBUS34

2.2.9.2Conexão na Rede RS 48535

2.2.9.3O começo e o Fim de mensagens35

2.2.10CLP36

2.2.11Linguagem de Programação38

2.2.11.1Linguagem ladder38

2.2.12Sistema de Supervisão Industrial39

2.2.12.1Componentes físicos de um sistema de supervisão40

2.2.12.2IHM41

2.2.13Analise de investimentos42

2.2.13.1Valor Presente Líquido (VPL)43

2.2.13.2Taxa Mínima De Atratividade (TMA)44

2.2.13.3Taxa Interna De Retorno (TIR)45

2.2.13.4Payback Simples e Descontado46

2.2.14Indicadores Coletivos de Continuidade (DEC e FEC)47

3Desenvolvimento do projeto49

3.1A SUBESTAÇÃO49

3.2Funções das seis baias do PMT – Principal51

3.3Funções das duas baias do PMT – 2400 V52

3.4sistema do Banco de capacitores53

3.5topologia da rede de comunicação53

3.6Aquisição de dados para o CLP55

3.6.1Entradas56

3.6.2Saídas56

3.7funcionamento do CLP com o Sistema SCADA57

3.8Sistema de supervisão59

4Análise e Discussão dos resultados61

5Conclusões 63

REFERÊNCIAS65

ANEXOS70

introdução

Os relés eletromecânicos eram amplamente utilizados nas indústrias com a finalidade de proteger os sistemas elétricos, analisando e controlando suas variáveis, tanto na geração e transmissão quanto na distribuição de energia elétrica. Entretanto, tal tecnologia tem limitações na velocidade de atuação e desgastes inerentes ao seu funcionamento devido ao atrito causado pelas peças móveis.

Com o avanço tecnológico da microeletrônica, houve uma substituição natural dos relés eletromecânicos pelos de estado sólido, estes que apresentam uma melhor e mais precisa proteção dos sistemas elétricos de potência, sendo possível verificar que os desgastes sofridos pelas partes móveis da tecnologia anterior foram eliminados, e a facilidade de ajustar os parâmetros de proteção para melhor adequação do resguardo do sistema tornou-se possível.

A necessidade crescente da unificação em tempo real dos sistemas de proteção em subestações demandou a busca por um relé ainda mais versátil, que pudesse ser capaz de realizar uma comunicação via rede com o sistema supervisório, foi quando se desenvolveu o relé digital.

Novos desafios surgiram com a chegada deste novo equipamento, como por exemplo, integrar sistemas com diversos modelos de diferentes fabricantes. Este problema foi solucionado com uma norma internacional desenvolvida para guiar as aplicações de sistema para proteção, controle e supervisão, referenciada como norma IEC61850.

Neste contexto, esta monografia tem por objetivo geral mostrar como foi desenvolvido um sistema de supervisão para uma subestação de média tensão e as vantagens trazidas por este. Para isso, apresentar-se-á a forma como foram associadas às informações observadas através de transdutores de corrente e tensão, sensores de temperatura e relés digitais, a fim de manipular tais dados através da rede ethernet com a utilização de um protocolo MODBUS RTU, centralizando os mesmos em um CLP responsável por comandar os disjuntores de média tensão e alimentar informações ao sistema supervisório SCADA.

Justificativa e Contribuições

O acesso remoto aos dados de proteção do sistema elétrico de uma subestação é de suma importância, uma vez que, normalmente essas subestações estão localizadas em locais longínquos e até mesmo de difícil acesso. Logo, o estudo e o relato, através deste trabalho, sobre o desenvolvimento de um sistema de proteção supervisório para controle daqueles dados, contribuem para a modernização dos sistemas pela aplicação de novas tecnologias, bem como, para facilitar o controle e manutenção da subestação, e ainda na ampla formação dos engenheiros elétricos.

Assim, disponibilizar os dados pertinentes da subestação de forma local e remota, para monitoração e supervisão, tais como, os alarmes das condições de funcionamento (nível de tensão, corrente, temperatura dos transformadores, controle do fator de potência), aumentam a confiança e confiabilidade do sistema, além de dispensar a supervisão humana que pode falhar em momentos de cansaço ou distração.

Verifica-se ainda a importância de se estudar esse tema diante da contribuição que pode ser propiciada no aprofundamento dos estudos dos métodos de automação e controle de máquinas.

Objetivo Geral

- Monitorar parâmetros de tensão, corrente, consumo, fator de potência e temperatura dos transformadores na subestação em questão, a fim de disponibilizar estes dados em um sistema supervisório que permita um melhor controle e gerenciamento da distribuição de energia.

Objetivos Específicos

· Estudar o sistema de distribuição de energia no Brasil;

· Desenvolver, junto aos profissionais responsáveis, um software de controle e

supervisão através do winCC advanced da Siemens;

· Estudar a melhor forma de desenvolver uma rede de dados ethernet dentro do

padrão MODBUS RTU que possibilite interligar os componentes de aquisição de dados desta subestação.

fundamentação teórica

As características técnicas dos componentes de proteção e supervisão de um sistema supervisório demonstram-se relevantes no funcionamento de uma subestação de potência de média tensão, refletindo diretamente na qualidade e eficiência da distribuição de energia elétrica desde a geração até na unidade consumidora final.

Nesse contexto o objetivo deste trabalho é estudar a viabilidade técnica na aplicação de novas tecnologias visando gerenciar e controlar o funcionamento da distribuição de energia de uma subestação de potência de média tensão.

Para fins desta pesquisa, o trabalho divide-se em conhecer o princípio de funcionamento dos equipamentos que compõe um sistema supervisório, entre estes os sensores, atuadores, e relés que serão explanados nas seções subsequentes, bem como, o sistema brasileiro de transmissão de energia que é abordado no próximo item.

SISTEMA BRASILEIRO DE TRANSMIssÃO DE ENERGIA

De acordo com Robba (2005), o sistema elétrico nacional tem sua divisão, conforme a Fig. 1, baseada em três pilares, a geração que tem a função de produzir energia elétrica consumida pelos usuários do sistema, a transmissão que é responsável por interligar o sistema a longas distâncias unindo as fontes geradoras, e por fim a distribuição que é encarregada de conectar as cargas consumidoras a rede [1].

Fig. 1 - Sistema Elétrico de Potência [1]

Para subsidiar os sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia faz se necessário o implante de estações de manipulação da energia conhecidas como subestações, que serão estudas no próximo item.

Subestação de Energia

A subestação de energia elétrica conceitua-se por ser uma estação que auxilia e mensura os sistemas elétricos, mais comumente conhecida pela sigla SE, e foram criadas ao longo da história de construção do sistema nacional elétrico, havendo inúmeras subestações onde se diferem pelas características de potência instalada e níveis de tensão [1].

As subestações de distribuição que são supridas pelos alimentadores da subtransmissão são responsáveis pela transformação do nível de tensão desta para valores nos quais os consumidores possam se conectar ao sistema, sendo que os transformadores instalados dentro destas subestações é que realmente são responsáveis pela elevação ou abaixamento do nível de tensão. A citar um exemplo, em uma subestação abaixadora onde o nível recebido de tensão dos alimentadores do sistema de subtransmissão é de 69 kV e a retransmissão para as redes de distribuição é feita em valores de 13,8 KV [2].

Fig. 2- Subestação [3]

Assim, buscando uma melhor compreensão acerca da abrangência do contexto de um sistema supervisório para uma subestação de energia elétrica, é indispensável o entendimento dos equipamentos que compõem esse processo, o que se passa a fazer nos próximos tópicos.

COMPONENTES De uma substação de energia com SISTEMA de SUPERVISÃO

O sistema supervisório de controle para uma subestação de energia elétrica abrange a utilização de diversos componentes requerendo um conhecimento acerca da aplicação e funcionalidade de cada um.

Assim, neste trabalho definem-se as funções dos componentes principais que se fazem necessários para a constituição de um sistema automatizado de supervisão em subestações de energia.

Primeiramente vamos embasar o conhecimento sobre transformadores de corrente e de potência, que são equipamentos de suma importância no sistema supervisório, através dos quais pode-se extrair informações de tensão e corrente com níveis muito elevados. Sendo que todos os demais componentes que compõe uma subestação precisam do auxílio dessa informação, a qual estes equipamentos conseguem traduzir perfeitamente.

Posteriormente seguiremos com a apresentação de relés, controladores automáticos de FP, CLP’s, IHM’s e demais componentes que formam o sistema supervisório de controle e constituirão o projeto deste trabalho.

Transformadores para Instrumentos

Segundo Kindermann (1999), os transformadores para instrumentos são equipamentos elétricos voltados à alimentação de instrumentos de medição, controle ou proteção, tendo também como função o fator de isolação entre os dispositivos. Através desses dispositivos, tem-se a compatibilidade da faixa de valores das variáveis a serem lidas [4].

Transformador de potencial

O transformador de potencial, mais conhecido como TP, que é visto na Fig. 3, é um equipamento elétrico empregado em sistemas elétricos que necessitam de medições da variável tensão elétrica. Essa medição é caracterizada como uma redução proporcional do valor da tensão elétrica entre seus terminais [4].

Fig. 3- Transformador de Potencial [5]

Os TP’s possuem um enrolamento primário e um secundário constituído por várias espiras, o enrolamento primário é conectado em paralelo com o sistema, onde se tem a tensão a ser medida, enquanto nos terminais do enrolamento secundário tem-se a conexão, geralmente de um instrumento de medição ou proteção, tendo como valor de tensão elétrica nos terminais do secundário 115V padronizados [2].

Transformador de corrente

Kindermann (1999) explica que o transformador de corrente, também conhecido como TC mostrado na Fig. 4, é um equipamento elétrico empregado em sistemas que necessitam da medição da variável corrente elétrica, essa medição é caracterizada como uma redução proporcional do valor da corrente elétrica entre seus terminais [4].

Fig. 4- Transformador de Corrente [6]

Os transformadores de corrente são constituídos pelo circuito primário, onde ocorre a conexão em série com o sistema, e pelo circuito secundário, onde geralmente tem a conexão de um instrumento de medição ou de proteção. O valor de corrente elétrica nos terminais do secundário geralmente é de 5A [2].

Observando as características dos TP’s e TC’s nota-se que são eles quem estão diretamente conectados as tensões e correntes que estão sendo conduzidas pelas sustações.

Portanto relataremos a seguir os demais componentes que se utilizarão desta base de dados que e fornecida.

Relé Microprocessado

Mamede (2005) explica que relés digitais são identificados nos diagramas elétricos com uma numeração normalizada pela ASA, aceita internacionalmente, onde esta numeração foi incorporada pela norma atual conhecida como código ANSI, e pode ser mais bem compreendida através do anexo A [7].

Geralmente as perturbações elétricas que atingem os sistemas recebem as denominações de sobrecargas, curtos-circuitos, e alterações no nível de tensão e no nível de frequência [2].

Os sistemas de potência se desenvolveram com muito mais segurança após a implantação da tecnologia dos relés de proteção microprocessados, sejam na área da distribuição, transmissão, ou geração de potência, utilizando-se das funções de proteção. Assim, os relés de proteção microprocessados tornaram-se uma ferramenta de extrema relevância, pois possuem uma capacidade de englobar inúmeras funções em apenas um equipamento [2].

A confiabilidade extrema dos relés de proteção microprocessados merece destaque por possuir um moderno algoritmo de autodiagnóstico (um ciclo de auto teste), onde é feita uma verificação continua de seu software e seu hardware dentro do seu próprio sistema, sendo capaz de detectar, através dessa função, quaisquer anormalidades de funcionamento, dispensando assim a necessidade do desligamento momentâneo da rede protegida [7].

Isto confere ao equipamento uma maior consistência para que ele trabalhe sem interrupção e também destacando-se com regulagens incrivelmente mais precisas que os relés com tecnologias mais obsoletas [8].

Dentre as inúmeras opções do mercado destacaremos aqui o relé da Siemens modelo 7SR224 Argus, conforme Fig. 5.

Fig. 5- Relé Eletrônico ou Microprocessado Siemens Modelo 7SR224 Argus [8]

.

Os relés microprocessados também conhecidos como relés digitais administram várias funções ao mesmo tempo, com base na lógica de programação interna que foi aquisitado ao equipamento, sendo necessário editar essa lógica, receber e sinalizar informações do sistema de supervisão e ou controle [9].

A atuação do relé ocorre sob os ajustes dos valores de frequência, corrente, tensão etc. Geralmente o próprio fabricante do relé digital é quem especifica estes valores via software, individualmente a cada um, podendo variar os fatores tais como [10]:

· Dados elétricos sob as linhas de transmissão;

· Impedâncias de sequência positiva e zero por quilometro;

· Impedâncias mútuas de sequência zero com os circuitos existentes;

· Distâncias entre subestações que se completam;

· Dados técnicos de TC’s e TP’s e

· Dados técnicos dos relés: modelo/tipo completo, versão e firmware.

Conforme explica Caminha (1977), a definição de como ajustar os valores nos relés recebe o nome de estudo da seletividade [2].

Os relés microprocessados também permitem que seus dados de monitoração, alarmes e dados de TRIP (Atuação da função de proteção) sejam disponibilizados através de redes de comunicação. Esta possibilidade permite que sistemas elétricos de proteção atuais se centralizem em sistemas de supervisão SCADA, facilitando a operação de subestações e sistemas elétricos de maneira muito mais eficiente [10].

Além do controle das grandezas principais que estão intrínsecas na real função de uma subestação, será apresentado neste trabalho um sistema que observara e manipula o consumo de potência reativa. Portanto faremos o estudo de um equipamento extremamente qualificado para tal tarefa.

Controlador de Fator de Potência

É um equipamento eletrônico que por meio de leitura das grandezas do sistema, toma decisões de introduzir bancos de capacitores a fim de obter um aumento do valor de fator de potência.

Desenvolvido com as mais modernas técnicas de processamento de sinais, podendo ser programado por seu teclado onde suas informações são apresentadas no display de cristal líquido, e em alguns casos além do teclado, através de uma comunicação serial, que permite a conexão do mesmo ao computador, onde um software especifico pode nos dar acesso a programação.

Apresenta-se um modelo na Fig. 6 [11].

Fig. 6 - Controlador Automático de Fator de Potência [11]

Normalmente os controladores de fator de potência realizam medições de tensão (F-F ou F-N) e corrente provenientes da rede elétrica, com as quais calcula e indica em valor eficaz (RMS) as grandezas elétricas de tensão, corrente, frequência, potências ativa, reativa e aparente, fator de potência, e THD (distorção harmônica total) [11].

Os controladores de fator de potência, através da leitura de tensão e corrente, controlam o fator de potência da rede elétrica, conforme a programação feita pelo usuário, adicionando ou retirando bancos de capacitores. Sabe-se que existem modelos trifásicos que se ligam em uma rede de comunicação serial RS485 com protocolo MODBUS-RTU .

O acionamento das saídas é feito utilizando-se relés de contato seco com disparo em passagem próximo a zero, diminuindo a quantidade de ruídos na rede, e também permitindo a programação de condições da rede elétrica, modo de controle e alarmes [11].

Relé Monitor de Temperatura Eletrônico para proteção de transformadores

O relé monitor térmico supervisiona a temperatura dos enrolamentos do transformador de acordo com a norma ASA 23, 26 e 49. Possui uma alta confiabilidade e precisão capaz de comandar a ventilação (on/off), alarmes e trip, mediante variação da temperatura [6].

Projetado para suportar difíceis condições de trabalho, podendo ser instalado diretamente no corpo dos transformadores ou em painéis de subestações. Pode-se ver na Fig. 7 um modelo que possui as referidas funções e características técnicas. [12].

Fig. 7- Monitor de Temperatura e seu Esquema de Ligação [12].

A apresentação no display é passível de configuração, permitindo mostrar a temperatura que atingir o maior valor momentâneo, onde leds indicativos frontais e também da porta de comunicação dos dados identificam quando os canais podem provocar os alarmes, e por sua vez comandar os ventiladores. Apresentando fácil manipulação de todas as funções e parametrizações diretamente pelo painel de instrumentos frontal ou pela porta de comunicação [12].

Disjuntor de Média Tensão

Compreende-se, com base em Mamede (2005) que o disjuntor tem como função interromper ou restabelecer a alimentação de energia de um circuito [2].

A ordem de comando para o acionamento desses disjuntores está diretamente relacionada à associação dos respectivos relés de proteção e suas capacidades de detecção de correntes do circuito [2].

Como principal função dos disjuntores, ressalta-se o seccionamento do circuito em um menor espaço de tempo possível a fim de proteger os equipamentos instalados de possíveis danos, entretanto, também são solicitados a seccionar circuitos em plena carga ou a vazio, assim como energizá-los sobre as mesmas condições [13].

O disjuntor de média tensão apresentam um funcionamento com aspectos singulares devido ao meio em que é aplicado. Operando em regime contínuo, sobre corrente e tensão de carga, algumas vezes em ambientes agressivos, tais como temperatura elevada, umidade acima do normal, vibrações, poeira suspensa no ar, e etc. Assim esse equipamento pode permanecer estático por longos períodos, muitas vezes anos, até o momento em que é solicitado a operar em decorrência de uma anomalia do sistema.

Seu mecanismo estando inerte até o presente momento tem a obrigação de utilizar de todas suas funções para realizar uma difícil tarefa técnica, proporcionando uma resposta quase que imediata, na casa de décimos de segundos [13].

Neste contexto, verifica-se que é necessário o estudo do arco elétrico para melhor compreender essa necessidade de utilização de disjuntores com tecnologia baseadas em seccionamento dos seus contatos que se encontram protegidos em ambientes a vácuo, imersa no óleo ou ainda dentro do gás FS6 nos sistemas que alimentam cargas pesadas, o que se abordará nos próximos subitens.

Arco elétrico

Mamede (2005) explica que ao separarem-se dois terminais que conduzem uma corrente elétrica ocorre um fenômeno chamado arco elétrico, que por sua vez, se estabelece em um meio altamente ionizado, no qual um intenso brilho e elevada temperatura são desenvolvidos [2].

De forma a entender melhor esse fenômeno, observa-se os polos de um disjuntor sendo aberto na Fig. 8, durante vários instantes no momento da abertura.

Fig. 8 - Os Polos do Disjuntor Gerando um Arco Elétrico Durante a Abertura [1]

Ao exercer a interrupção de algum contato elétrico que esteja abrindo um circuito, permite o término do fluxo de corrente deste sistema. Durante essa abertura, mediante a energia armazenada do circuito, haverá um surgimento de um fenômeno conhecido como arco elétrico, o qual deve o mais rápido possível ser eliminado, sob pena de consequências drásticas ao sistema [2].

A formação do arco transforma-se no novo meio de condução do circuito, enquanto a corrente elétrica estiver atingindo seu ponto zero, no período do ciclo senoidal. Entretanto, permanecerá ionizado o meio por qual ocorreu a abertura destes contatos, durante a metade do ciclo seguinte, então, por nova formação de arco é possível que a corrente elétrica se restabeleça [2].

Para que o surgimento do arco elétrico não seja um problema em sistemas elétricos, se faz necessário a utilização de diferentes tecnologias em disjuntores de média ou alta tensão.

Disjuntores a vácuo

São os disjuntores que extinguem seus arcos no ambiente que possui vácuo. São três, os polos que constituem esses ambientes individuais instalados sob isoladores em suporte de epóxi e caixa de manobra, supridos com mecanismos próprios para um bom funcionamento para o equipamento [1].

Interrupção no óleo

O processo é semelhante ao do disjuntor a óleo, a abertura dos contatos ocorre no interior de um ambiente, que está imerso em óleo mineral, o qual faz o papel de extinguir o arco elétrico, formado da separação dos contatos de um circuito que esteja circulando correntes elétricas [1].

Interrupção no gás SF6

A interrupção em SF6 se caracteriza por conseguir levar de maneira muito rápida a temperatura gerada no surgimento do arco elétrico, para valores controláveis, possibilitando assim maior autonomia de manobras, porém, basicamente tem o mesmo formato construtivo dos demais disjuntores citados anteriormente [13].

Comparando as subestações que utilizam o gás atmosférico como isolante, pode-se afirmar que serão necessários uma grade dosagem em metros cúbicos de ar para se conseguir o mesmo resultado que o gás SF6 apresentara com apenas centímetros cúbicos.

Isso implicara diretamente no tamanho da subestação que pode ser construída com ate 10 vezes menos tamanho.

Estação transformadora

Estação transformadora é formada por todos os equipamentos e componentes elétricos responsáveis pela transformação de tensão elétrica, dentre estes, o transformador de potência, é o equipamento mais importante. Enquanto os outros componentes são responsáveis principalmente pela proteção do transformador de potência [14].

Será dada uma ênfase no que se trata sobre transformadores elétricos.

Transformador de potência

Fitzgerald (2006) ensina que o transformador é um equipamento elétrico constituído de dois ou mais enrolamentos, ou seja, enrolamento que recebe o nome de primário e enrolamento secundário, que através do principio da indução eletromagnética permite que ocorra uma transferência de energia entre os seus enrolamentos.

Os valores de tensão elétrica e corrente elétrica entre entrada e saída, na maioria das vezes são diferentes, enquanto o valor da frequência é o mesmo [15].

Segundo Mamede (2005), nos transformadores de potência de grande porte, sua potência vem com dois dados, por exemplo, 20/26 MVA, o primeiro valor é referente à potência sem nenhuma ventilação forçada, enquanto o segundo é utilizando ventilação forçada. Segue uma ilustração de um transformador na fig.9 [2].

Fig. 9 - Transformador de Potência [16]

Nos transformadores de potência podem ser instalados dispositivos de proteção, devido à viabilidade econômica, já que, se ocorrer a queima de um equipamento destes, com certeza o tempo para chegada de um novo transformador será em longo prazo [15].

Ventilação forçada

Devido às perdas do transformador em forma de calor, pelos seus enrolamentos e pelo núcleo de ferro, é necessária a utilização do método da ventilação forçada, mais conhecido pela sigla VF. Esta ferramenta consiste na utilização de alguns dispositivos que provocam o movimento de ar sob o equipamento a ser refrigerado, entre os dispositivos utilizados para essa função estão os ventiladores e exaustores [15].

Capacitores

Para Mamede (1997), é muito importante manter-se o fator de potência dentro dos limites estabelecidos pela legislação.

Para se obter melhorias do fator de potência, apresentam-se alguns métodos de correção:

· Adequação nas instalações elétricas, de modo que os motores não trabalhem a

vazio;

· Substituição de equipamentos com baixo fator de potência por equipamentos

mais eficazes como reatores, motores etc.;

· Instalação de motores síncronos superexcitados. Os motores síncronos podem

ser instalados exclusivamente para correção do fator de potência ou substituir motores de indução. Não é comumente usado em instalações pequenas por ter custo-benefício muito alto; e

· Com instalação de capacitores, sendo esta a maneira mais empregada em

instalações elétricas.

Os capacitores são dispositivos capazes de introduzir capacitância no sistema elétrico, responsáveis pela correção do fator de potência e, consequentemente, da redução de perdas na rede [2].

É exigência normativa da distribuidora de energia que o fator de potência esteja sempre acima de 0.92 indutivo, logo, a aplicação de capacitores no sistema pode garantir este valor [2].

Redes Ethernet

Redes ethernet são meios físicos destinados a conduzir a informação que se deseja enviar para diferentes destinos [17].

De acordo com Peterson (1991), a ethernet vem se mantendo por mais de 20 anos como o sistema de redes locais que mais se destaca. Desenvolvida na década de 70 pela empresa da Xeros, a ethernet se caracteriza por proporcionar múltiplos acessos com detecção de portadora e com controle de colisão de dados.

Trata-se de um enlace de compartilhamento que recebe e envia pacotes de informação utilizando um tipo de barramento que possui diversas estações a ele conectadas [18].

Tanenbaum (2003) ressalta que o nome ethernet foi originado em menção ao físico britânico James Clerk Maxwell quando ele descobriu que a radiação eletromagnética se propagava através de um meio chamado pelos antigos cientistas de éter. Mais tarde através da descoberta do físico Michelson Morley, o qual provou que a onda eletromagnética propagava-se no vácuo, fez então uma analogia com as redes ethernet, podendo-se observar que o meio não era o vácuo, e sim o cabo coaxial com 2,5 km de comprimento e repetidores à ele associados, conectando-se até 256 máquinas, também conhecido como cabo multiponto [17].

Desde então, a ethernet vem se desenvolvendo passando por velocidades que abrangem de 10 Mbps até 100 Mbps, e em casos mais específicos atualmente já é possível transmitir dados em 1Gbps [10].

O meio utilizado para se conectar equipamentos que precisam trocar informações entre si, é determinado com a utilização das redes ethernet, entretanto, como em instalações elétricas é muito comum encontrar equipamentos de diferentes fabricantes, faz-se necessário a unificação da linguagem de comunicação, assim aplica-se um protocolo para sanar esta incompatibilidade.

Dentre muitos protocolos existentes à disposição, estabeleceu-se por utilizar um que seja economicamente viável e de menor complexidade. O protocolo Modbus RTU que preenche muito bem estes aspectos [20].

Protocolo Modbus RTU

Protocolo Modbus é uma estrutura de mensagem desenvolvida em 1979 pela Modicon, utilizada para estabelecer comunicação entre os dispositivos mestre-escravo/cliente-servidor. Muitos protocolos de rede industrial utilizam esse modelo em seu ambiente de trabalho para trocar mensagens [20].

Fig. 10 - Relacionamento de Rede Tipo Mestre-Escravo [21].

Definem-se dois modos para a transmissão durante a especificação do protocolo: ASCII e RTU, não sendo possível a utilização simultânea dos dois modos em uma mesma rede [21].

No presente, será estudado apenas o modo RTU por ser o mais utilizado na indústria e necessário para execução deste trabalho.

O sistema da rede Modbus RTU troca suas mensagens utilizando um contexto (mestre escravo). Podendo ter 247 escravos e apernas 1 mestre. A comunicação deve obedecer a critérios, onde somente o mestre enviando uma solicitação ao escravo, o mesmo responde ao mestre. Utiliza-se a mesma estrutura para os telegramas de resposta e pergunta: endereço, código da função e dados. Podendo variar o tamanho apenas do campo referente a dados, conforme a solicitação [20].

A Fig. 11 mostra como se constrói uma estrutura de mensagens.

Fig. 11- Organização da Estrutura Mestre Escravo [21].

Os dispositivos Modbus usualmente incluem um mapa de registro. Ele funciona sobre um registrador de mapa, configurações e controle de módulo I/O [21].

O modo de transmissão é usualmente selecionado com outros parâmetros de porta da comunicação serial como baud rate, paridade e etc [21].

O Modbus trabalha com tipos definidos de dados, de acordo com a tab. 1. Os escravos disponibilizam tabelas de endereçamento contendo dados do tipo Coils e Inputs que são do tipo boleano e Registradores que são do tipo Word contendo 16 bits de dados.

Tab. 1 - Blocos do Modelo de Dados do Modbus [20].

Bloco de memória

Tipo de dados

Acesso ao mestre

Acesso ao escravo

Coils

Booleano

Leitura/escrita

Leitura/escrita

Entradas discretas

Booleano

Somente leitura

Leitura/escrita

Registradores holding

Palavra não sinalizada

Leitura/escrita

Leitura/escrita

Registradores de entrada

Palavra não sinalizada

Somente leitura

Leitura/escrita

Utilizam-se códigos em seus telegramas para definir a função que se deseja realizar. O mesmo possui códigos divididos em 3 classes, vamos aqui apresentar as classes 0 e 1 que serão utilizadas na construção da comunicação dos equipamentos deste supervisório.

a) Códigos da classe 0

Os códigos mostrado na Tab.2 da classe 0 são considerados, em geral, o mínimo para um dispositivo Modbus ser utilizável, pois conferem a um mestre a capacidade de ler ou escrever no modelo de dados [20].

Tab. 2 - Códigos em Conformidade com a Classe 0 [20].

Código

Descrição

3

Read Multiple Registers

16

Write Multiple Registers

b) Códigos da classe 1

Os códigos de função da classe 1 vistos na Tab.3, compreendem outros códigos necessários para acessar todos os tipos do modelo de dados. Na definição original, essa lista incluía o código de função 7, no entanto, atualmente esse código é definido pela especificação como código somente serial. [20]

Tab. 3 - Códigos em Conformidade com a Classe 1 [20]

Código

Descrição

1

Read Coils

2

Read Discrete Inputs

4

Read Input Registers

5

Write Single Coil

6

Write Single Register

7

Read Exception Status (somente serial)

Mensagem de Quadro MODBUS

Um quadro de mensagens é usado para marcar o início e o fim da mensagem, permitindo que o dispositivo receptor determine qual dispositivo está sendo endereçado e detecta quando a mensagem está completa [21].

Uma mensagem é colocada no quadro e transmitida para o dispositivo. Cada palavra dessa mensagem (incluindo o frame) está sendo colocada em um dado de quadro que adiciona um start-bit, stop bit e bit de paridade [14].

Conexão na Rede RS 485

A norma de transmissão de rede de dados RS485 é ideal para transmissão de dados em longas distâncias e em locais ruidosos.

Assim, utilizando-se uma interface nos termos da RS485 para transmissão de dados e para conectar os equipamentos, deve-se observar os seguintes pontos:

· Necessário, por recomendação técnica, o uso de cabos de par traçado blindado;

· Um fio extra deve ser utilizado na ligação do sinal terra;

· Tem que se utilizar um canal exclusivo para passagem dos cabos de

comunicação longe dos cabos de potência do sistema e

· Aterrar todos os dispositivos, inclusive a blindagem do cabo [21].

O começo e o Fim de mensagens

Para marcar o fim ou início de um telegrama, aplica-se uma filosofia de tempo de falta de transmissão de sinal na rede, através de uma observação 3,5 vezes o tempo que levaria para um byte ser transmitido, ou seja, 11bits.

A Fig. 12 ilustra este modo de transmissão comunicação entre os telegramas [21]:

Fig. 12- Transmissão dos Telegramas Utilizando Modo RTU [21]

As taxas de comunicação que excederem de 19200 bits/s serão utilizados os mesmos tempos conforme a taxa, podendo-se observar na Tab. 4 tempos em diferentes taxas [21]:

Tab. 4 - Taxas de Comunicação e os Tempos de Transmissão de Telegramas [21].

Taxa de Comunicação

T11 bits

T3,5x

1200 bits/s

9,167 ms

32,083 ms

2400 bits/s

4,583 ms

16,042 ms

4800 bits/s

2,292 ms

8,021 ms

9600 bits/s

1,146 ms

4,010 ms

19200 bits/s

573 µs

2,005 ms

38400 bits/s

573 µs

2,005 ms

57600 bits/s

573 µs

2,005 ms

CLP

O Controlador Lógico Programável (CLP) nasceu dentro da General Motors, em 1968, devido à grande dificuldade de mudar a lógica de controle dos painéis de comando a cada mudança na linha de montagem [22].

Modificar os circuitos elétricos tradicionais é uma tarefa que exige alterações em conexões elétricas entre relés, temporizadores e sensores, e consome grande esforço físico e tempo. Essa necessidade de alterações constantes surgiu inicialmente na indústria automobilística, porém a necessidade foi rapidamente percebida em outros setores da manufatura e posteriormente na indústria de processos [21].

Assim, o CLP atende essa demanda e propicia que essas lógicas que comandavam as máquinas e sistemas de forma virtual, possam ser rapidamente alteradas via programação [22].

Veja-se algumas vantagens do CLP em relação a circuitos de comandos convencionais:

· Menor espaço, as lógicas ficam implementadas de forma digital dentro do

programa e não de forma física através de ligações elétricas;

· Menor consumo de energia elétrica, os sistemas microprocessados executando

as lógicas consomem muito menos energia que no mesmo sistema equivalente em circuitos convencionais;

· Programáveis (maior flexibilidade);

· Maior confiabilidade, sistemas podem ser simulados e autodiagnosticados

durante o funcionamento;

· Maior rapidez na elaboração dos projetos e

· Interfaces de comunicação com outros CLP’s e computadores, permitindo que

sistemas tenham interação entre si com maior troca de dados e integração de forma mais profunda e detalhada [23].

O funcionamento de um CLP inicialmente poderia ser dividido em 3 partes básicas, conforme observa-se na ilustração da Fig. 13:

· Módulos de entradas;

· Unidade de processamento (CPU) e

· Módulo de saída [23].

Porém, com os novos sistemas integrados, pode-se adicionar um novo item ao CLP moderno, o módulo de comunicação. Assim as redes industriais vêm tomando cada vez mais espaço nos sistemas de automação, permitindo que vários sistemas, que anteriormente trabalhavam independentes ou ligados através de sinais elétricos de entradas e saídas, agora operem através de redes de comunicação, permitindo que a interligação entre os sistemas seja feita de forma programável, e consequentemente de forma flexível [23].

Fig. 13- Arquitetura Básica do CLP Moderno [22].

Como os CLPs funcionam baseando-se em sistemas microprocessados, estes trabalham em ciclos de programas. O sistema inicia-se executando tarefas de inicialização do sistema após fazer a varredura (leitura dois sinais) nos módulos de entrada, na sequência executa o programa do usuário tomando decisões baseada nas entradas lidas e nas lógicas programadas [21].

Com as decisões disponíveis nas memórias, o CLP transfere os dados para os módulos de saída, e continua o processo repetindo esta sequência. CLPs modernos trabalham com uma complexidade específica em cada marca, família e modelo para fazerem as tarefas de funções especiais em sistemas de comunicação únicos a cada um [23].

Linguagem de Programação

A linguagem de programação é caracterizada como uma ferramenta utilizada pelo programador para efetuar toda a lógica da programação de um controlador lógico programável, através deste processo é que o programador elabora todas as linhas de programação a serem executadas pelo processador do controlador [24].

Conforme Silveira (1998), dentre as várias linguagens de programação encontradas atualmente, as que mais se diferem são as de características textuais e gráficas, abaixo seguem as principais linguagens de programação atualmente utilizadas na área da automação industrial [23].

As programações textuais são as Listas de Instruções (LD – Instruction Liste), Texto Estruturado (ST – Structured Text) [24].

As programações gráficas tendo como o Diagrama de Ladder (LD – Ladder Diagram), Diagrama de Blocos Funcionais (FDB – Sequential Function Chart) [22].

Linguagem ladder

É usualmente denominado “esquema de contatos”, ou seja, são utilizados contatos abertos, fechados, bobinas, temporizadores, contadores, etc., para sua formação [22].

Segundo os ensinamentos de Alves (2005), a linguagem Ladder é a mais utilizada no campo da programação de CLP’s por ter características de um esquema elétrico funcional, assim se tornando a forma mais clara de apresentar uma lógica de controle na programação [25].

Na Fig. 14 tem-se uma ilustração de alguns elementos básicos da linguagem de contatos, mais conhecida como Linguagem Ladder, para programação dos CLP’s dos processos.

Fig. 14 - Linguagem Ladder [26].

Sistema de Supervisão Industrial

Sistemas supervisórios têm a capacidade de rastrear e monitorar informações provenientes de processos produtivos e instalações físicas, as quais são coletadas por meio de equipamentos que interpretam grandezas, e por sua vez as manipulam, analisam e posteriormente apresentam ao usuário, processo que recebe o nome de sistema SCADA [25].

Os sistemas SCADA iniciaram-se com um formato telemétrico, onde podiam permitir de tempos em tempos a representação da sua situação sobre o processo industrial, observando os sinais significativos e medidas dos dispositivos, com a utilização por meio de um mostrador com lâmpadas e alguns mostradores sem qualquer interação com o operador [16].

Nos dias atuais, é utilizado na automação industrial computadores e tecnologias visando à comunicação automática com o objetivo de controlar e monitorar os processos industrializados, buscando a coleta dos dados nos mais diversos ambientes, por ventura afastados geograficamente, com uma interface simples e intuitiva para operação humana, utilizando-se de recursos gráficos muito elaborados e possibilidade de interação com multimídia [23].

São identificados os tags no sistema SCADA, expostos por suas variáveis numéricas que estão inseridas na aplicação, executando funções computacionais (operações lógicas, vetores, strings, etc.) ou mostrando pontos como entrada/saída que podem ser monitorados ou controlados. Referindo-se às devidas variáveis que envolvem o processo real, como exemplo: variação térmica, nível, pressão, etc. Baseando-se em valores das tags os dados extraídos são mostrados ao usuário.

Verifica-se que os alarmes apresentam alguma alteração no sistema monitorado, pois sempre que o valor de alguma tag ultrapassar o set point pré-estabelecido, para possibilitar uma gravação dos registros em memórias de bancos de dados, com sinalização por som, textos, alteração de cores, e-mails, etc. [25].

Componentes físicos de um sistema de supervisão

Sensores representam dispositivos que se conectam a equipamentos controlados, monitorados por um sistema SCADA, capaz de converter parâmetros físicos como variação de velocidade, temperatura, em sinais analógicos e/ou digitais que podem ser compreendidos por uma estação remota [23].

Costuma-se utilizar atuadores para manipular o sistema desligando ou ligando equipamentos específicos.

É iniciado o controle de processo nas estações remotas (CLP) com os dados aquisitados, dos dispositivos de controle. Os CLP’s representam unidades computacionais exclusivas, que são utilizadas em instalações onde se faz necessário monitorar processos, com leitura de entradas, realização de cálculos, controles e atualização de saídas.

Como plataforma utilizada para fluir as informações, uma rede de comunicação tem que ser montada nos sistemas SCADA com CLPs, considerando os requisitos do sistema, da mesma forma como a distância a cobrir, podendo normalmente utilizar cabos Ethernet, linhas dial-up, fibras ópticas, rádio modems, etc. [25].

O sistema SCADA tem como principal unidade de monitoração uma estação central responsável por obter informação gerada nas estações remotas para agir de acordo com eventos obtidos, centralizando tudo em um só computador ou em uma rede com inúmeros computadores, possibilitando a manipulação das informações adquiridas [28].

IHM

A interação entre os operadores e a estação central, é efetuada através de uma interface homem máquina. Esta é constituída por software e hardware, que permite aos operadores monitorar o estado de um processo, modificar os valores de referência (setpoint) e suspender manualmente as operações de controle automático em casos de emergência [28].

A IHM apresenta através de gráficos as informações do processo na forma de sinóticos onde o operador pode visualizar um diagrama esquemático da planta que é controlada, a representação gráfica das estações remotas, os valores atuais dos instrumentos fabris e a apresentação dos alarmes ativos [28].

A Fig.15 Apresenta um modelo de IHM muito utilizado na indústria.

Fig. 15- IHM da Siemens [29].

As IHMs apresentadas são equipamentos autônomos que possuem um hardware e sistema operacional com software específico que permite criar telas com objetos que mostram o estado do sistema, comunicando com o CLP e disponibilizando entradas de dados do usuário para interagir com o sistema [28].

Outra ferramenta de interação do usuário com os sistemas de automação são os sistemas SCADA. Estes são sistemas de software que são executados em computadores do tipo PC e através de portas de comunicação comunicam-se com os CLPs e sistemas de automação, possibilitando a interação do usuário operador de forma que este sistema SCADA, normalmente instalado em salas de comando, permita operar e registrar informações na forma de banco de dados, permitindo ao operador verificar registros passados do sistema a fim de identificar vantagens e desvantagens da forma de funcionamento e operação do mesmo [25].

Já as IHMs são caracterizadas por possuir um hardware mais robusto para trabalhar próximas as áreas industriais, contudo, com sistemas um pouco mais simples, normalmente sem acesso a grandes quantidades de dados (banco de dados). Esta tarefa de análise de dados fica destinada aos sistemas SCADAs, baseados em computadores com maior capacidade de processamento e armazenamento [28].

Analise de investimentos

Entende-se como investimento o ato de envolver-se com gastos imediatos com a expectativa de produzir futuros benefícios. São esses que promovem possibilidades de ganhos de capital, permitindo crescimento, alternativas novas ou sua sobrevivência.

São muitos fatores que explicam o investimento; pesquisas em novas tecnologias, troca de equipamentos, ganho de capital com aplicações financeiras, etc.

Ao se fazer uma análise do investimento precisa-se ser considerado possível vantagem que a empresa poderá usar para competir no mercado, assim como o tempo limite para se aguardar o retorno investido [33].

É complexo o processo para uma empresa decidir, devido as características refletidas das escolhas muitas vezes duram um longo prazo.

Os cálculos e estimativas devem reproduzir informações disponíveis de maneira concisa e ampla, então se lança uso do método de análise do investimento escolhido [34].

Entre muitos métodos disponíveis que podem ser aplicados em análise de investimentos definiu-se conforme estudado durante o curso o valor presente líquido (VPL), taxa interna de retorno (TIR) e o Payback (simples e descontado), como serão apresentados nos próximos itens.

O item seguinte fornecerá um visão acerca dos métodos utilizados para uma analise de investimentos deste projeto.

Valor Presente Líquido (VPL)

O VPL tem como característica ser o métodos que mais é solicitado pela engenharia econômica, sendo muito útil para valia para avaliar investimentos.

Ele serve para informar qual seria o ganho financeiro na realização de um investimento, aplicando-se uma estimada taxa de juros [35].

O VPL de um projeto de investimento a somatória das entradas de caixa trazidas para o tempo zero (atual), subtraídas do valor investido

Vem sendo considerado uma técnica eficas para a análise de investimentos ao longo dos anos.

A Fig 16 ilustra um fluxo de caixa clássico.

Fig. 16 - O Conceito de VPL [35]

O cálculo do VPL é visto na função da Eq. (1):

(1)

Em que:

· FC0: valor investido;

· FC j: retorno ao longo do período ;

· i: taxa de juros;

· n: período do tempo.

Então:

· caso o VPL > viável ;

· caso o VPL < não viável;

· Se o VPL = 0, perca de tempo investir aqui [34].

A grande vantagem para o uso VPL simplifica-se na clareza de quanto o projeto somará na empresa, representado pelo próprio numero do VPL em valores de moeda [35].

Taxa Mínima De Atratividade (TMA)

Entende-se como taxa mínima de atratividade a melhor taxa, com baixo grau de risco, disponível para aplicação do capital em análise [35].

Sabendo que o dinheiro tem valor no tempo, alguns métodos de análise de investimentos sugeridos buscam a necessidade de uma taxa mínima a se alcançar pelo investimento a fim de seja viável financeiramente, ou seja, para que um projeto econômico seja implementado trabalha-se em cima de uma taxa mínima de retorno de buscando a aceitação dele [37].

Considera-se a TMA uma taxa de desconto que deve ser utilizada para o cálculo do VPL. São muitas as contradições para se determinar como se calcula essa taxa. Alguns autores defendem que taxa de juros que deve ser usada por analistas econômicos é a taxa de juros que se assemelha à maior rentabilidade nas aplicações correntes e que ofereçam pouco risco [35].

A proposta de investimento deve alcançar, no mínimo, tal taxa de juros para quew seja atrativa. A base para estabelecer uma estimativa da TMA é a taxa de juros praticada no mercado. As taxas de juros que mais impactam a TMA são:

· taxa básica financeira (TBF);

· taxa referencial (TR);

· taxa de juros de longo prazo (TJLP) e a

· taxa do sistema especial de liquidação de custódia (SELIC) [34].

Taxa Interna De Retorno (TIR)

A TIR tem como objetivo tornar nulo o VPL. Pode também ser compreendida como uma taxa que ira retornar o do capital. Quando um investimento onde a TIR resulta em um valor que supere a TMA pode-se dizer que é viável economicamente, porque sua taxa de remuneração se torna maior do que o mínimo esperado pela empresa [34].

A Figura 2 apresenta a relação ente TIR e VPL:

Fig. 17– Ilustração Gráfica da TIR [34]

A fórmula matemática da TIR esta expressa nas Eq. (2), Eq. (3) e Eq. (4):

(2)

(3)

(4)

A TIR costuma ser utilizada pelo empresário para tomar decisões entre diferentes opções de investimentos. Com tudo determina-se a TMA e a TIR para cada uma das alternativas.

Aquela que possuir o valor maior vence.

Payback Simples e Descontado

O método Payback simples consiste em exibir qual o período (n) um investimento levaria para ser recuperado, só que a taxa de desconto é ignorada. Já o Payback descontado age justamente nessa deficiência, considerando uma taxa de juros que realize o cálculo do período utilizado [33].

O Payback descontado pode ser entendido através da expressão matemática da Eq. (5) abaixo:

(5)

Em que:

· i é a taxa de desconto;

· j é o período n ;

· VPL é o Valor Presente Líquido;

· FCj trata-se do valor de entrada de caixa;

· FC0 fluxo de caixa no momento inicial [35].

O Payback descontado informa qual o período necessário para que o investidor possa retomar o dinheiro investido, com isto, começa-se a obter-se ganhos de capital [34].

Indicadores Coletivos de Continuidade (DEC e FEC)

Visando manter a qualidade na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, a ANEEL exige que as concessionárias mantenham um padrão de continuidade e, para tal, edita limites para os indicadores coletivos de continuidade, DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora), conforme definido no Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST [36].

O indicador de continuidade pode ser apresentado como a representação mensurável do desempenho para um sistema elétrico. Com um objetivo de garantir níveis desejáveis na plenitude do fornecimento de energia elétrica [37].

Os indicadores de continuidade consideram padrões individuais e coletivos, conforme apresentado a seguir DEC e FEC.

DEC é o intervalo de tempo que, em média, durante um período de observação, da unidade consumidora ocorreu uma falta da distribuição de energia. O tempo das interrupções está ligado à logística de atendimento e tecnologia empregada no reestabelecimento ou reparo da rede, assim como à dificuldade de acesso ao local da falha [38].

FEC é o uma quantidade de interrupções que ocorrem, em média, no espaço de tempo de observação, na unidade consumidora considerada. A frequência das interrupções mostra a suscetibilidade de um sistema em frente às causas externas e às causas internas.

Onde se podem utilizar as seguintes fórmulas para suas apurações:

(6)

(7)

· Ca(i) a quantidade de consumidores, atingidos pela interrupção (i);

· t(i) tempo de duração da interrupção (i);

· i número da interrupção considerada;

· Ct é o número total de consumidores considerado.

Desenvolvimento do projeto

Neste momento será explanado de que forma será feito a coleta das informações provenientes da subestação de energia referida, que deve ser monitorada e manipulada via um sistema de automação capaz de realizar um controle fino das variáveis que ali estão expostas.

A SUBESTAÇÃO

A subestação de energia estudada no presente trabalho caracteriza-se por possuir uma alimentação em 13,8 KV, e saída em 2400 V, além de outros ramais de saída em 13,8 KV, com destino à alimentação de outros setores dentro da empresa.

Características técnicas demostram que se trata de uma subestação que mescla duas situações, uma caracteriza-se como sendo uma subestação abaixadora, pois o valor de tensão na entrada é maior que o valor da saída, e outra parte tratar-se de uma subestação de distribuição representada pelas saídas de alguns ramais de distribuição, onde se encontrar valores de tensão iguais aos que tem na entrada.

A composição da unidade de controle de energia é o módulos, como pode ser observado na Fig. 16 referente a medição que se encontra na parte esquerda do diagrama, e constituída por um relógio medidor de consumo da energia correspondente a fornecedora de energia local, já o segundo visto apenas na Fig. 18 possui um painel de media tensão, reconhecido como principal ou de distribuição (PMT – principal 13800 V) e por último, um painel que controla a zona correspondente a tensão mais baixa do sistema em questão (PMT – 2400V).

Fig. 18 - Módulo Unifilar Que Representa a Zona de Medição de Energia [Do autor, 2016].

Salienta-se que a descrição do sistema é feita a partir do ponto de medição, pois a compreensão do tratamento das variáveis de interesse (tensão, corrente, potência ativa e reativa) estão alocadas nos painéis PMT – principal e PMT – 2400V. Então, observando a Fig.17, nota-se que após a mufla de entrada instalada no lado de fora da cabine de alvenaria responsável por alocar os dois painéis de média tensão, dá-se o início da rede pela coluna um (1) do PMT – Principal, onde se pode observar a existência de um para-raio destinado a proteger a rede contra sobretensões provenientes de descargas atmosféricas.

Deslocando-se para a coluna dois (2), a rede é seccionada por um disjuntor de média tensão que se baseia na tecnologia SF6, instala-se um TC e um TP que converterão os valores de correntes e tensões em valores menores, porém, equivalentes ao de consumo das cargas instaladas à jusante.

Um relé digital Siemens Modelo 7SR224 da linha Argus receberá esses dados aferidos pelos transformadores de instrumentos, e mediante uma programação das suas possíveis proteções intrínsecas, comandará a abertura ou não do disjuntor, assim como através de uma rede de comunicação, que será melhor explanada a seguir, disponibiliza seus valores em um sistema supervisório. Na Fig. 17, pode-se verificar estes dados.

Fig. 19 – PMT Principal [Do autor, 2016]

Seguindo com a rede de potência, a coluna três (3) encarrega-se de permitir que a alimentação de um barramento na parte superior do restante do painel, possa ser melhor alocada, observando adiante se nota que entre a coluna quatro (4) e a coluna nove (9) um barramento de cobre com a capacidade de conduzir correntes até 630A alimentará seis (6) baias de distribuição de tensão com nível de 13800 V, por possuírem uma mesma arquitetura de proteção e controle, tais arquiteturas podem ser verificadas observando-se a coluna 4 da Fig. 17 acima.

Logo abaixo do barramento principal, encontra-se um disjuntor de média tensão com extinção de arco voltaico sob o gás SF6, uma dupla (TC e TP) responsável por permitir a leitura de uma forma segura das variáveis tensão e corrente, e por fim um relé digital siemens Modelo 7SR17 da linha Argus, um modelo mais simples e muito mais barato que o outro apresentado. Essa mesma forma se repete na coluna cinco (5) em diante, com exceção da coluna dez (10), que foi reservada para posicionar a ponta final do barramento principal, visando o ponto de engate para futuras ampliações do conjunto.

Funções das seis baias do PMT – Principal

A finalidade de cada cubículo de distribuição é diferente, assim a primeira baia ou cubículo representada na coluna quatro (4) tem como finalidade suprir a alimentação de um transformador abaixador destinado único e exclusivamente a fornecer energia a própria instalação da subestação em questão, pois existem lâmpadas, tomadas e a alimentação do comando dos painéis que farão a supervisão e controle dos equipamentos ali instalados. Este transformador, por sua vez, possui uma potência de 75 KVA e reduz uma tensão de 13,8 KV para 380 V mais neutro.

Observando as duas próximas baias, cinco (5) e seis (6), percebe-se que ambas alimentarão transformadores com características fora dos padrões da indústria comum, eles possuem uma potência de 2500 KVA e tensão de saída de 2400 V, pois na empresa que será suprida por este sistema, existem cargas (motores especiais) que recebem alimentação em 2400 V.

Por se tratar de uma tensão mais baixa que a entrada, mas ainda considerada como média tensão, foi desenvolvido o segundo painel de controle, que se assemelha muito ao PMT–Principal para receber a alimentação da saída desses transformadores e poder trabalhar no controle e monitoramento também dessas grandezas envolvidas. Painel este que recebeu a nomenclatura de PMT – 2400 V.

Seguindo nas colunas sete (7) e oito (8), encontrarão as duas distribuições que esta subestação propicia ao seu sistema, aquelas que por sua vez alimentarão pontos longínquos.

Por fim, a coluna nove (9) representa a alimentação desejada à manobra dos bancos de capacitores.

Funções das duas baias do PMT – 2400 V

A coluna um (1) e dois (2) alocam um, dos dois sistemas que este painel administra, assim como nas baias encontradas anteriormente, tem-se um disjuntor a base de SF6, seu par de TC e TP, e um relé digital Siemens modelo 7SR17 da linha Argus previamente setado para monitorar o sistema em questão.

Observando-se este sistema em blocos como um todo, conforme na Fig. 18, vale destacar que o painel PMT – 2400 V, representa a parte na qual caracteriza a subestação como sendo uma abaixadora, assim como o PMT – principal, com suas colunas seis (6) e sete (7), permite que aquela também se intitule como uma subestação de distribuição.

Fig. 20 - Medição, PMT - Principal, PMT - 2400 V [Do autor, 2016].

sistema do Banco de capacitores

São quatro (4), os capacitores disponíveis para se trabalhar com a melhor associação capaz de reduzir ao máximo, o nível de potência reativa no sistema.

A potência nominal de cada banco de capacitores instalado é de 360 kvar, e uma tensão de trabalho de 15000 V em uma frequência de 60 Hz, uma configuração estrela isolada foi a escolhida e seu acionamento se fará através de chaves monopolares a vácuo para 200. Há capacitivos assim como fusíveis, limitadores de corrente de inrush, e o controlador de fator de potência automático para quatro (4) canais está disponível neste conjunto.

O sistema é independente, o controlador de fator de potência automático com auxilio dos TC’s e TP’s observarão o grau de atraso da onda da corrente em relação a onda senoidal da tensão, e se utilizará dos bancos de capacitores citados anteriormente a fim de buscar o melhor equilíbrio da potência fornecida ao sistema. Isso trará benefícios diretos as cargas em questão, como nível de tensão mais próximo do nominal contratado, diminuição do consumo de energia aparente, e redução dos gastos com a conta de energia.

topologia da rede de comunicação

A comunicação desenvolvida para se obter o diálogo entre os equipamentos descritos neste projeto de supervisão para uma subestação de média tensão pode ser relatada com a utilização de uma conexão em cabos PROFIBUS que foi escolhido por ser uma rede da Siemens capaz de trabalhar em modo RS485 respeitando o protocolo MODBUS RTU, a uma velocidade de 19200 bps, assim, oferecendo velocidades mais elevadas e melhor imunidade a ruídos. A Fig. 19 apresenta a disposição dos condutores para uma rede PROFIBUS:

Fig. 21 – Condutores Para Rede PROFIBUS [31].

Examinando a Fig. 20, nota-se que o CLP possui dois cartões externos para comunicação em RS485, onde se inicia a saída do cabo PROFIBUS direcionado para se conectar ao relé digital do PMT–TRAFOS, o qual se encontra na primeira coluna.

Fig. 22 - Topologia de Comunicação [Do autor, 2016]

Nestes relés, duas portas de comunicação ethernet estão alocadas na parte de traz dos mesmos. Portas estas que serão utilizadas para entrada e saída da rede de comunicação que obedecerá um circuito em série capaz de unir todos os demais relés deste conjunto passando pelos próximos relé do mesmo painel e seguindo aos seis (6) outros situados no PMT – PRINCIPAL.

Já no segundo cartão de comunicação RS485 fixado junto ao CLP, está implementado em uma segunda rede para se comunicar com os equipamentos restantes. Onde estes são constituídos por três monitores de temperatura dos transformadores, e o controlador automático de fator de potência.

Por fim, verifica-se um resistor de terminação instalado no final e no início de cada uma destas duas redes RS485, contudo, o resistor instalado no início da rede não será necessário, pois será substituído por um jump no módulo de saída do CPL que possui o referido resistor implementado em seu interior.

Logo acima do CLP, ainda na Fig. 20, observa-se um switch, que age como uma ponte de ligação em sistema estrela com o CLP, o Nobreack e a IHM. Os cabos ethernet utilizados, conforme a Fig. 21, para esta terceira rede foram os cabos Cat 6 com uma velocidade de 100 Mbps.

Fig. 23- Cabos Ethernet Tipo Cat 6 [32]

A viabilidade econômica aliada à proximidade física desses últimos três equipamentos ligados ao switch permitiu a escolha deste outro meio físico como caminho de interconexão.

Aquisição de dados para o CLP

A aquisição de dados para o CLP é feita entre os equipamentos (relé eletrônico, controlador de fator de potência e analisador de temperatura) que se comunicam em RS485 com a utilização do protocolo MODBUS RTU.

O CLP usa módulos de comunicação de entrada e saída, sendo que no sistema supervisório aqui estudado, utilizou-se o CLP da linha S71200 da marca Siemens, o qual possui algumas funções de grande importância na arquitetura de um processo de automação de subestação de energia. Uma dessas funções é a implantação de ferramentas lógicas de comando e supervisão dos principais equipamentos, como os disjuntores de alta tensão motorizados, os ventiladores de resfriamento dos transformadores, e sirenes de alarme de anomalias do sistema, as quais possibilitam uma estruturação lógica do programa de monitoramento da subestação.

A seguir, descrevem-se todos os elementos responsáveis pela aquisição e transmissão de dados deste projeto.

Entradas

Os elementos responsáveis pela aquisição de dados se dividem em estradas digitais (com possíveis leituras em zero (0) e um (1)), e analógicas (com leitura dentro dos ranges, 4 a 20 mA ou 0 a 10V), que por sua vez se subdividem pelo seu meio de comunicação usado.

As entradas digitais são responsáveis por obter leituras de algumas condições de equipamentos e transmitem a leitura ao controlador lógico programável, tais leituras como, posição da chave de seccionamento da rede (on ou off). Já as entradas analógicas podem ser observadas quando se faz necessário a tradução da leitura de tensão ou corrente obtida com os transformadores de instrumentos.

Saídas

A transmissão de dados se divide em saídas digitais e saídas analógicas, elementos estes, que são responsáveis pela modificação de uma condição em outros equipamentos através do acionamento de uma saída do controlador.

Essa saída será determinada com base nos dados aquisitados pela entrada, e depois serem tratados dentro do CLP, através de um software, desenvolvido por um programador, que transformará essa informação em uma atitude na saída.

funcionamento do CLP com o Sistema SCADA

O CLP é um controlador lógico programável que tem entradas e saídas tanto digitais quanto analógicas. O programa normalmente segue uma seguinte lógica: Lê as entradas, executa o programa que foi escrito por quem desenvolve e de acordo com o que esta escrito ele toma as decisões colocando valores na saída. Isso ocorre sempre em ciclos de repetição.

Foi escolhido para esta tarefa um CLP modelo S71200 da marca Siemens o qual faz tudo que foi comentado anteriormente, pois é o básico de um controlador, sendo que ele ainda tem uma porta de comunicação que o permite comunicar-se de forma especial, em sistema de rede.

Dentro do CLP, foi utilizado blocos em ladder que permitem a configuração e o trabalho com os dados da comunicação, estes blocos permitem uma comunicação dentro do protocolo MODBUS RTU, para poder fazer esse tipo de comunicação foi estudado o manual de cada equipamento (relé, controlador FP, monitor de temperatura, etc.) e identificou quais tabelas de comunicação eles possuem em Modbus RTU.

A linguagem de programação que o CLP utilizou para se comunicar com o sistema é conhecida como Ladder, dentro desta programação é obedecido uma estrutura de organização com uma aparência de conjuntos organizados e isolados de comandos ou simplesmente ‘blocos’. Esses blocos quando são executados pelo programa do CLP seguem características e funções especificas de um determinado bloco escolhido.

Em um desses blocos que é oferecido pelo fabricante do CLP são feitas as configurações da porta de comunicação, já em outro conhecido como bloco da comunicação em Modbus, entra-se com a informação do endereço do equipamento que se quer ler ou escrever dependendo da encolha da função Modbus.

A função 3 do MODBUS RTU é leitura de um holding registre, por exemplo, observando-se os parâmetros internos do relé no manual do equipamento se encontrará um número 3012 que corresponde a um espaço de memoria definido para se guarda este valor. Então, no CLP, foi utilizado para identificar quais endereços devem ser lidos para poder encontrar as variáveis e informações necessárias para se colocar no supervisório

Dois (2) blocos de comunicação Modbus RTU dentro da lógica de programa do CLP tiveram que ser utilizados:

1. Um bloco é o de configuração, ele se parametriza com os valores de velocidade de comunicação, exemplo, 19200 bps, bit de paridade, stop bit que são parâmetros da configuração MODBUS RTU,

2. Outro é o bloco de leitura MODBUS RTU, as leituras que podem ser feitas, do tipo 3, são de um holding register, e do tipo 1 que é inputs discretas. Apesar do equipamento possuir muitas variáveis disponíveis, foram selecionadas somente as de interesse do sistema, de acordo com as informações necessárias para comunicação, colocando-as na tela do supervisório.

Também se fez necessário dentro do programa um contador destinado a incrementar um valor, a leitura que é feita através de uma divisão que obedece a uma estrutura parecida com um grupo de leituras. Exemplo, lá no endereço 30.000 que corresponde aos registros encontra-se as leituras de tensão dos relés, e cada duas words representam uma variável float que é do tipo Real (ponto flutuante, número com vírgula), que significa tensão, assim cada variável dessa é lida e guardada em um data bloc. O data bloc é uma forma que o CLP tem de criar e guardar variáveis de programação.

Assim, é executado o bloco de leitura, o qual está parametrizado com o endereço do hardware da rede. O relé, por exemplo, depois que lê esses dados, pega o valor em uma variável temporária para mover tal valor em um endereço dentro do data block que está previamente organizado como tensão do relé 1, tensão do relé 2, corrente do relé 4, status dos disjuntores, se está aberto ou fechado, enfim todas as variáveis que sejam relevantes a leitura para o sistema.

Após terminar a leitura de cada etapa do primeiro relé, inicia-se a leitura do próximo relé até fechar um loop completo em todos os equipamentos anexados na rede. Foram feitos blocos de comunicação e sequências de comunicação diferentes para cada um dos dois módulos de comunicação existentes.

O módulo 1 se comunica com todos os relés e lê na tabela de cada um deles todas as etapas as a serem executadas, sendo auxiliado pelo contador implementado. Por sua vez, no módulo 2, estão anexados os demais componentes, sendo feita, por exemplo, a leitura da temperatura que fica guardada no data bloc e, posteriormente esses dados serão lidos pelo sistema supervisório através de uma comunicação ethernet, que é outra etapa que será analisada nos próximos tópicos.

Sistema de supervisão

O software desenvolvido na IHM foi projetado como o esquema unifilar afim de propiciar ao operador a visibilidade total do sistema permitindo analizar e entender de uma forma simples os dados que foram coletados pelo CLP e os mostrar na tela. O trabalho de configuração é posicionar o display que vai mostrar a informação em cima do local que realmente indica aquela ação e conectar esse display a uma variável que foi criada dentro do sistema SCADA.

O sistema de supervisão foi feito utilizando um software da Siemens chamado de wincc advanced. Este composto por duas licenças, consequentemente duas instalações diferentes. Uma é adquirida para ser utilizado no desenvolvimento do programa (engenharia), criar telas, botões de navegação, botões que executam funções relacionadas aos Tag’s como na Fig. 22, e mostrar ao usuário o que está acontecendo com o processo.Os Tag’s são variáveis que se pode lêr do CLP e guardam valores dos itens a serem monitorados, através de instruções descritas na linha de programação como, por exemplo, uma tensão do barramento, corrente, status do disjuntor (aberto ou fechado), trip’s, etc.

Fig. 24 - Imagem Colhida no Software de Monitoramento da Subestação [Do autor, 2016].

O sistema supervisório, o wincc advanced da Siemens, possui 512 power Tag’s, chamado de power que – de acordo com a Siemens – é para se diferenciar dos famosos Tag’s da concorrência, mas isso porque ele é um Tag com funções, como eventos, funções especiais no sistema scada que permitem eventos de escalonamento. Ocorre ainda mudança de vários itens em função do próprio Tag que pode mostrar coisas na tela de forma diferente para facilitar a melhor compreensão do usuário e funcionalidades que não são necessárias discriminá-las aqui, pois está sendo simplesmente explicada uma aplicação do ponto de vista do usuário.

O segundo ambiente é o chamado software de execução que fica no cliente. Esta licença tem o nome de Run Time e é responsável por executar o programa que foi criado no software de engenharia, então ele cria um arquivo executável que pode ser aberto de forma simples, sendo esse o aplicativo que vai para o cliente final.

Assim, tem-se um executável para o cliente, onde coloca-se no chão de fábrica somente este aplicativo, o qual consegue comunicar-se com o CLP e jogar nas telas projetadas os dados recebidos, para que o usuário consiga interagir com o sistema, e até mesmo monitorar e interceder no mesmo, quando necessário.

Análise e Discussão dos resultados

Houve uma melhoria nesta nova subestação, existiu um grande avanço no quesito confiabilidade, segurança e agilidade na tomada de decisão. Essas tomadas de decisões normalmente levam o operador da SE a emitir um alerta para a equipe de manutenção quando algum disjuntor da mesma entrar em estado de Trip.

Devido ao grande espaço físico em que se situa a empresa, o qual envolve grandes distâncias entre a subestação e as cargas de consumo, observou-se um ganho de tempo para encontrar o defeito. Desta forma, diminui-se o tempo de máquina parada, o que resultou em uma grande economia para a empresa.

O investimento com a automação, “CLP’s, cabeamento de rede, lógica do sistema, deslocamento de pessoal (mão de obra), foi em torno de R$125.000,00 (cento e vinte e cinco mil reais).

O valor total investido na construção e automação completa da nova subestação da empresa em questão foi de 1,94 milhões de reais.

A fatura de energia antes do investimento era em torno de R$ 980.000,00 (Novecentos e oitenta mil reais) por mês. Destes R$ 65.000,00 00 (Sessenta e cinco mil reais) estavam atrelados ao custo da energia reativa (multa devido ao baixo FP), então, devido ao implante do novo sistema de correção de fator de potência, foi possível eliminar quase que por completo esse desperdício viabilizando o primeiro ponto de economia a ser analisado.

Observou-se ainda que as paradas por problemas que envolviam desligamento de energia na subestação antiga alcançavam uma média de oito paradas por ano, com um tempo de três horas para que os esforços do técnico pudessem reestabelecer o pleno funcionamento do sistema.

Paradas estas oriundas de sobrecarga na rede, curtos circuitos, queima de motores de grande porte etc...

Com o novo sistema de supervisão da nova e moderna SE, esse número de paradas baixou significativamente, para em média apenas duas paradas por ano, que agora puderam ser sanadas com apenas uma hora. O auxílio da rápida informação que se faz presente na tela do computador na sala do engenheiro foi fundamental para isso.

Levando em consideração que paradas não programadas em uma empresa de grande porte, gera prejuízos financeiros bastante relevantes, no caso da nossa empresa analisa que estes valores são de R$ 25.000,00 (Vinte e cinco mil reais por hora).

Uma análise econômica da viabilidade do projeto foi calculada com as técnicas de PayBack , VPL e TIR, que foram ministradas na cadeira de análise econômica durante o curso de engenharia.

O software Excel foi utilizado para fazer os cálculos de viabilidade econômica.

As informações produzidas no Excel podem ser observadas no anexo B que nos mostra a organização destes dados coletados para análise da viabilidade econômica do projeto.

Foram calculados os fluxos de caixa utilizando-se valores de taxa de juros aplicados sobre a SELIC e a Poupança.

O cálculo de Payback descontado que levou em consideração a taxa de juros SELIC (13% ao ano) conseguiu mostrar ao investidor que em 1,88 anos após o dia do investimento inicial as economias geradas com a automação do sistema de supervisão e controle de FP, retornarão ao caixa da empresa.

A análise na SE em questão mostrou que a evolução da automação implementada modificou os indicadores DEC e FEC, ocorridos nos anos anteriores. Os resultados obtidos mostram que: o grau de automação de subestações está diretamente relacionado à duração de interrupção de fornecimento de energia ao consumidor; a frequência de interrupção de fornecimento de energia sofre mais influência da manutenção da rede de distribuição do que da automação de subestações.

Contudo o sistema implantado se mostrou eficiente por que melhorou seu desempenho operacional em consequência do aumento do nível de automação.

O sistema mostrou-se bastante eficiente e útil no quesito agilidade na observação do pleno funcionamento da SE.

Conclusões

No período de desenvolvimento foi possível analisar, através do estudo detalhado, as principais condições necessárias para a execução de um sistema de supervisão e controle de uma subestação de energia de media tensão. Assim, de inicio foram analisados todos os componentes constituintes de uma planta da SE proposta nesta monografia. Verificando quais as verdadeiras necessidades do sistema.

Desta forma após a analise da SE, foi efetuado um levantamento de pontos de entrada e saída, ou seja, a aquisição de dados para desenvolvimento do algoritmo aplicado no CLP.

Após isso foi escolhido a rede de comunicação MODBUS RTU (entre CLP, reles digitais, controladores de FP e monitores de temperatura dos transformadores), responsáveis por toda a troca de informação estabelecida entre os elementos constituintes da rede. Consequentemente foi selecionando o software wincc advanced de supervisão, com isso iniciou-se o desenvolvimento do sistema de supervisão, onde o mesmo terá responsabilidade de supervisionar toda a planta da SE.

O levantamento de custos foi obtido através da cotação de todos os produtos utilizados na automação e na construção da SE, para a execução do projeto.

Portanto, salienta-se que a implantação do sistema automatizado de supervisão e controle de subestações pode ser considerado altamente viável. Pois o mesmo proporciona benefícios significativos em todos os aspectos do sistema de potência, como a possibilidade de diagnostico rápido de falhas e monitoramento das variáveis em tempo real e à distancia, que são importantes para a eficiência do sistema elétrico com o um todo.

Outros benefícios oferecidos por esse sistema foi o controle do fator de potência alcançado com o auxilio do controlador automático, que proporcionou uma redução do consumo de energia reativa, acelerando o retorno financeiro, sobre o investimento do projeto.

Desta forma, com a implantação deste projeto, tem-se um aumento no desempenho do sistema elétrico de potencia através dos fatores como a confiabilidade, a segurança dos funcionários e da instalação, e por fim a flexibilidade do sistema.

Como proposta futura para o sistema automatizado, a meta de estabelecer uma comunicação via internet, que flexibilize a interação do operador da SE com o sistema. Assim como a alteração no algoritmo para proporcionar o acionamento a distancia dos atuadores presentes na subestação. Outro fator a ser buscado é a geração de relatórios das principais variáveis através de bancos de dados, gerando históricos para a SE.

REFERÊNCIAS

[1] ROBBA, Ernesto João; KAGAN, Nelson; SCHMIDT, Hernán Prieto; OLIVEIRA, Carlos Cesar Barioni de. Introdução a Sistemas Elétricos de Potência. 2a edição revisada e ampliada. São Paulo: Edgard Blucher, 2000.

[2] MAMEDE, Joao Filho. Manual de Equipamentos Elétricos. 3a Edição. Rio de Janeiro: LTC, 2005.

[3] WEG. Subestação de energia. Disponível em: http://www.weg.net/files/produtos-e-servicos/Energia/Geracao-transmissao-e-Distribuicao-de-energia/Substacoes#>. Acesso em 14 de outubro de 2016.

[4] KINDERMANN, Geraldo. Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. 1ª edição. Florianópolis: Edelbra, 1999.

[5] WEG. Transformador de Potencial. Disponível em: http://www.weg.net/files/produtos-e-servicos/Energia/Geracao-transmissao-e-Distribuicao-de-energia/Transformadores-de-Potencial-indutivo-de-72-5-a-245-kV#>. Acesso em 17 de outubro de 2016.

[6] WEG. Transformador de corrente. Disponível em: http://www.weg.net/files/produtos-e-servicos/Energia/Geracao-transmissao-e-Distribuicao-de-energia/Transformadores-de-corrente-de-72-5-a-420-kV#>. Acesso em 16 de outubro de 2016.

[7] MAMEDE FILHO, João. Manual de Equipamentos Elétricos. 2ª edição. Rio de Janeiro: LTC, 2004.

[8] SIEMENS. Relé eletrônico. Disponível em: h