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UNIVERSIDADE DE PERNAMBUCO
ESCOLA POLITÉCNICA DE PERNAMBUCO
PROJETO DE FINAL DE CURSO
ALTERAÇÃO DA BASE DE DADOS
DO SAGE/SCADA PARA UM PROJETO
DE RETROFIT DAS PROTEÇÕES DE
UM BAY DE LINHA DE TRANSMISSÃO
EM 230 KV
por
ALTEVIR SANTOS ALBUQUERQUE LINS
Recife, junho de 2014.
UNIVERSIDADE DE PERNAMBUCO
ESCOLA POLITÉCNICA DE PERNAMBUCO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
ALTERAÇÃO DA BASE DE DADOS DO SAGE/SCADA
PARA UM PROJETO DE RETROFIT DAS PROTEÇÕES DE
UM BAY DE LINHA DE TRANSMISSÃO EM 230 KV
por
ALTEVIR SANTOS ALBUQUERQUE LINS
Monografia apresentada ao curso de
Engenharia Elétrica – modalidade Eletrotécnica
da Universidade de Pernambuco, como parte
dos requisitos necessários à obtenção do grau
de Engenheiro Eletricista.
ORIENTADOR: REGINALDO PEREIRA LEAL, M.Sc.
Recife, junho de 2014.
© Altevir Santos Albuquerque Lins, 2014.
Dedico este trabalho aos meus maiores
motivadores e inspiradores, meus pais, Sr.
Gervásio Lins e Sra. Andréa Lins.
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a DEUS, que nos fornece gratuitamente a
capacidade e o conhecimento para dominarmos a engenharia.
Aos meus familiares, que decidiram apoiar e investir nessa longa caminhada
do curso superior de Engenharia Elétrica.
Agradeço também à Escola Politécnica de Pernambuco, pela oferta do
conhecimento científico, por meio dos docentes do curso de Engenharia Elétrica.
Aos meus amigos da turma de Engenharia Elétrica, pelo apoio e
companheirismo durante o longo e difícil período acadêmico.
E por fim, agradeço aos colaboradores da empresa TOWER TECNOLOGIA,
que indiretamente participaram do desenvolvimento desse projeto, através do
compartilhamento de conhecimento técnico.
“O homem sábio é poderoso, e quem tem
conhecimento aumenta sua força.” (Bíblia
sagrada, Provérbios 24:5)
Resumo da Monografia apresentada ao curso de Engenharia Elétrica da Escola
Politécnica de Pernambuco.
ALTERAÇÃO DA BASE DE DADOS DO SAGE/SCADA
PARA UM PROJETO DE RETROFIT DAS PROTEÇÕES DE
UM BAY DE LINHA DE TRANSMISSÃO EM 230 KV
Altevir Santos Albuquerque Lins
Junho/2014
Orientador: Reginaldo Pereira Leal, M.Sc.
Área de Concentração: Automação de subestações.
Palavras-chave: Controle supervisório, Proteção de sistemas elétricos, SAGE.
Número de Páginas: 68.
RESUMO: A chegada dos relés digitais ao mercado gerou uma grande demanda de
projetos de substituição da tecnologia de proteção nas subestações de transmissão
do sistema elétrico brasileiro. Só que além de toda reformulação do cabeamento,
painéis, parâmetros de proteção para supervisão e controle dos equipamentos das
subestações, esses projetos também necessitam de uma atualização da base dados
do sistema de controle supervisório, levando em conta que os pontos de supervisão
e controle podem ser alterados, não só pela mudança do relé, mas também para
atender exigências e padrões estabelecidos. Dessa forma, esse documento
abordará as modificações na base de dados de controle supervisório de uma
subestação, para um projeto de atualização (RETROFIT) das proteções de um bay
de linha de transmissão em 230 kV, na qual visa a inclusão de novos pontos de
supervisão, assim como a eliminação de pontos que se tornam desnecessários na
base de dados. Como ferramenta de exemplificação, será utilizado o software de
supervisão e controle SAGE (Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia), na
qual será possível demonstrar uma aplicação real em uma subestação, sendo
mostradas as características principais desse software, os principais passos para
alteração da base dados em um projeto como este, os principais erros de
compilação em testes de consistência, procedimentos para implementação de uma
base de dados em uma subestação operando em tempo real, etc.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 - Painéis de proteção com relés eletromecânicos. ................................... 13
Figura 1.2 - Painel de proteção com relés digitais. .................................................... 14
Figura 2.1 - Níveis hierárquicos de um sistema elétrico de potência. ....................... 21
Figura 2.2 - Sistema de controle supervisório em uma sala de comando de uma
subestação. ............................................................................................................... 22
Figura 2.3 - Arquitetura de comunicação utilizando UTRs (SE Banabuiú). ............... 24
Figura 3.1 - Visor de alarmes do SAGE. ................................................................... 27
Figura 3.2 - Visor de telas do SAGE. ........................................................................ 27
Figura 3.3 - Modelo de base de dados relacional do SAGE. ..................................... 29
Figura 3.4 - Relacionamento entre as entidades dos pontos digitais. ....................... 30
Figura 4.1 - Bay da linha de transmissão BNB - 04M3. ............................................. 36
Figura 4.2 - Padrão CHESF de ID dos pontos de supervisão do SAGE. .................. 47
Figura 4.3 - STI: Ferramenta do SAGE para teste da base de dados. ...................... 51
Figura 4.4 - Identificação de erros pelo STI do SAGE. .............................................. 52
Figura 5.1 - Visor de processos de SAGE. ................................................................ 56
Figura 5.2 - Visor de logs do SAGE. ......................................................................... 58
Figura 5.3 - Visor de alarmes do SAGE. ................................................................... 59
Figura 5.4 - Visor de telas do SAGE (subestação Banabuiú da CHESF). ................. 59
LISTA DE TABELAS
Tabela 3.1 - Atributos da entidade PDF. ................................................................... 31
Tabela 3.2 - Atributos da entidade PDD. ................................................................... 32
Tabela 3.3 - Atributos da entidade PDS. ................................................................... 33
Tabela 4.1 - Lista de pontos do projeto de RETROFIT da LT BNB-04M3. ................ 37
Tabela 4.2 - Pontos digitais supervisionados do bay da LT BNB-04M3 antes do
RETROFIT, extraídos da base de dados da SE. ....................................................... 38
Tabela 4.3 - Pontos que serão adicionados à base de dados da SE-Banabuiú. ....... 41
Tabela 4.4 - Substituição dos pontos semelhantes na base dados do SAGE. .......... 41
Tabela 4.5 - Exemplos de registros na entidade PDF. .............................................. 43
Tabela 4.6 - Descrição sucinta dos atributos da entidade PDD. ............................... 46
Tabela 4.7 - Descrição sucinta dos atributos da entidade PDS................................. 47
Tabela 5.1 - Agrupamento de pontos na UTR. .......................................................... 54
LISTA DE ABREVIATURAS / SIGLAS
Termo Descrição
ANEEL
IED
Intelligent Electronic Device
Agência Nacional de Energia Elétrica
Dispositivos Eletrônicos Inteligentes
IHM Interface Human Machine Interface Homem Máquina
ONS
PDD
PDS
SAGE
SCADA
SE
SEP
SIN
UTR
Supervisory Control And
Data Acquisition
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Pontos Digitais de Distribuição
Pontos Digitais Físicos
Pontos Digitais Lógicos
Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia
Sistemas de Supervisão e Aquisição de Dados
Subestação
Sistema Elétrico de Potência
Sistema Interligado Nacional
Unidade Terminal Remota
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ................................................................................................... 12
1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO DO ASSUNTO ...................................................... 12 1.2 MOTIVAÇÃO DO TRABALHO .................................................................... 15 1.3 OBJETIVOS DO TRABALHO ..................................................................... 16
1.3.1 OBJETIVO GERAL ................................................................................ 16
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................. 16
1.4 METODOLOGIA UTILIZADA ...................................................................... 17 1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO ................................................................... 18
2. MODELO DE SUPERVISÃO E CONTROLE DO SEP ....................................... 19
2.1 VISÃO GERAL ............................................................................................ 19 2.2 ESTRUTURA DE AQUISIÇÃO DE DADOS ................................................ 22
3. O SAGE - SISTEMA ABERTO DE GERENCIAMENTO DE ENERGIA ............. 25
3.1 CARACTERÍSTICAS GERAIS .................................................................... 25 3.2 FUNCIONALIDADES DO SAGE ................................................................. 26 3.3 MODELO DE BASE DE DADOS DO SAGE ............................................... 28 3.4 PONTOS DIGITAIS E SUAS ENTIDADES ................................................. 29
3.4.1 PDF ....................................................................................................... 31
3.4.2 PDD ....................................................................................................... 32
3.4.3 PDS ....................................................................................................... 32
4. PROJETO DE ALTERAÇÃO DA BASE DE DADOS DO SAGE ....................... 34
4.1 ONDE SE APLICA ...................................................................................... 34 4.2 CARACTERÍSTICAS GERAIS DO PROJETO ............................................ 34 4.3 PASSO 1: COMPARAR A LISTA DE PONTOS DO PROJETO DE RETROFIT COM OS PONTOS JÁ SUPERVISIONADOS DO BAY ...................... 36 4.4 PASSO 2: ALTERAÇÃO DA BASE DE DADOS ......................................... 42
4.4.1 ALTERAÇÃO DA ENTIDADE PDF ........................................................ 43
4.4.2 ALTERAÇÃO DA ENTIDADE PDD ....................................................... 45
4.4.3 ALTERAÇÃO DA ENTIDADE PDS ........................................................ 46
4.5 SUGESTÕES PARA ALTERAÇÃO DA BASE DE DADOS ........................ 49 4.6 PASSO 3: TESTAR A NOVA BASE DE DADOS E CONSERTAR OS POSSÍVEIS ERROS IDENTIFICADOS PELO SAGE ............................................ 51
5. IMPLEMENTAÇÃO EM CAMPO DE UMA BASE DE DADOS .......................... 53
5.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS ...................................................................... 53
5.2 PROBLEMA DE INDISPONIBILIDADE DE BORNES NA UTR .................. 54 5.3 IMPLANTAÇÃO DA BASE NOS SERVIDORES ......................................... 55 5.4 REALIZAÇÃO DOS TESTES EM CAMPO ................................................. 57
6. CONCLUSÃO ..................................................................................................... 60
7. ANEXOS ............................................................................................................. 62
7.1 ANEXO A: PLANILHA DE SUPERVISÃO DA CHESF - NÍVEL 2 (DEMONSTRATIVO) ............................................................................................. 62 7.2 ANEXO B: CONFIGURAÇÃO DE UM PONTO DIGITAL DE SUPERVISÃO DA LINHA DE TRANSMISSÃO: TRIP - ZONA 1 ........................... 63 7.3 ANEXO C: CONFIGURAÇÃO DE UM PONTO DIGITAL DE SUPERVISÃO DO DISJUNTOR: BAIXA PRESSÃO DE SF6 1º GRAU ................ 64 7.4 ANEXO D: CONFIGURAÇÃO DE UM PONTO DIGITAL DE SUPERVISÃO DO REATOR: RELÉ DE GÁS 1º GRAU ........................................ 65 7.5 ANEXO E: CONFIGURAÇÃO DE UM PONTO DIGITAL DE CONTROLE DO BAY: CHAVE SECCIONADORA 34M3-4 ................................... 66
7.6 ANEXO F: ARQUITETURA DE COMUNICAÇÃO DA SE BANABUIÚ ........ 67
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................. 68
12
1. INTRODUÇÃO
1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO DO ASSUNTO
Os primeiros dispositivos destinados à proteção e controle do Sistema Elétrico
de Potência (SEP) eram baseados no efeito eletromagnético, mais conhecidos como
relés eletromecânicos. Com o passar do tempo, esses equipamentos começaram a
ficar obsoletos, pois os relés microprocessados começaram a chegar ao mercado
prometendo maior confiabilidade, rapidez, simplicidade, economia, além da união de
diversas funções em um único dispositivo, entre outras vantagens.
Como introdução de nova tecnologia gera adaptações, não foi diferente com
os relés digitais. Logo, as subestações do SEP começaram a fazer a substituição
dos antigos relés eletromecânicos pelos relés digitais, realizando-se inúmeros
projetos de RETROFIT (do inglês "melhorar", "aperfeiçoar") que revisavam toda a
proteção, controle e supervisão antiga dos bays das subestação, implementando
essas funções com os novos relés digitais, tentando atender as exigências e
padrões determinados pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica).
Esses projetos de RETROFIT estão interligados com todos os níveis de
supervisão do sistema elétrico, desde o pátio das subestações até o sistema de
controle supervisório nacional. Assim, além de toda a revisão dos parâmetros da
proteção, pontos de supervisão, cabeamento, fiação, mudança de painel, entre
outros; projetos como estes geram também a necessidade da revisão da base de
dados do controle supervisório do sistema, pois podem ser acrescentados novos
pontos de supervisão, assim com outros também podem ser retirados, além das
alterações ocasionadas pela mudança de filosofia da proteção, devido a
implementação de uma nova tecnologia.
Os pontos de supervisão dos bays de uma subestação são definidos de
acordo com a necessidade do projeto, obedecendo sempre alguns critérios mínimos.
Esses critérios são reunidos em um documento chamado “Procedimentos de Rede”,
que estabelece, para cada nível de tensão, os pontos que devem ser
supervisionados pelo sistema de proteção e controle, seja para um vão de linha de
transmissão ou de um transformador de potência.
13
Portanto, a substituição dos relés eletromecânicos pelos relés digitais, assim
como as exigências estabelecidas pelos procedimentos de rede, geram inúmeras
mudanças no sistema de proteção, medição, supervisão e controle das subestações.
As figuras 1.1 e 1.2 mostram os painéis de proteção com os antigos relés
eletromecânicos e com os modernos relés digitais. Pode-se comprovar a redução de
espaço nesses chassis de proteção, outra grande vantagem obtida com chegada
dos relés digitais. Outra vantagem fácil de perceber é a redução de fiação nesses
mesmos painéis, tendo em vista que a maioria das lógicas e intertravamentos agora
podem ser implementados e processados pelo relés digitais, não necessitando de
interligação entre os contatos dos relés eletromecânicos e outros equipamentos.
Figura 1.1 - Painéis de proteção com relés eletromecânicos.
14
Figura 1.2 - Painel de proteção com relés digitais.
As mudanças referentes ao sistema de controle supervisório, que esses
projetos de RETROFIT geram, serão tratadas neste trabalho. Para exemplo, será
utilizado um projeto de RETROFIT de um bay de linha de transmissão de 230 kV da
CHESF (Companhia Hidro Elétrica do São Francisco), a principal transmissora de
energia elétrica da região Nordeste. Essas alterações da base de dados do sistema
supervisório acontecem tanto na subestação, na qual está disposto o bay de projeto,
quanto em nível de controle Regional. Porém, esse trabalho focará na alteração da
base de dados do sistema de controle supervisório a nível de subestação.
O software mais utilizado pela CHESF para supervisão e controle de suas
subestações é o SAGE (Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia), que será o
objeto de estudo deste trabalho, tendo em vista que a maior parte das alterações no
sistema de controle supervisório, para esses projetos de RETROFIT, estão
associadas à alteração da base de dados da subestação. Por isso, também será
apresentado um resumo sobre esse software de comunicação, tendo em vista
facilitar o entendimento do principal objetivo desse trabalho.
15
1.2 MOTIVAÇÃO DO TRABALHO
A chegada dos relés digitais no mercado da engenharia elétrica gerou uma
demanda de projetos de RETROFIT (substituição da tecnologia de proteção) muito
elevada, por existirem inúmeras subestações que compõem o SEP. Essa demanda
de projetos incorporou todos os setores ligados à proteção do sistema, inclusive o de
controle supervisório. Então, soluções para a alteração da base de dados do sistema
de supervisão e controle das subestações teriam que ser estudadas, de forma que a
chegada dos relés digitais gerassem o menor impacto possível. Daí surgiu a
motivação para o desenvolvimento deste trabalho, que é justamente a alta demanda
de projetos de alteração de base de dados de controle supervisório.
Mas se poderia perguntar: Por que não criar novas bases de dados de
controle supervisório para as subestações? Essa pergunta é bem simples de ser
respondida, e poderia se resumir em dois motivos. O primeiro motivo é porque a
base de dados é única para toda a instalação da subestação, e os bays das
subestações geralmente são “retrofitados” separadamente. Isso resultaria na criação
de uma nova base de dados para cada bay “retrofitado”. O segundo motivo é o fato
da base de dados comportar muitas informações que não sofrem alterações em
projetos de RETROFIT com esse caráter de substituição da tecnologia de proteção.
Para ser ainda mais claro, na execução desses projetos, apenas o sistema
relacionado com os pontos de supervisão da base de dados sofre alterações, o que
representa uma parcela muito pequena da base de dados, dependendo da
quantidade de pontos de supervisão e controle do bay que será submetido ao
projeto. Dessa forma, se observou que a alteração da base de dados era a melhor
maneira de atualizar o sistema de controle supervisório da subestação, tendo em
vista que a criação de uma nova base dados resultaria em um maior esforço, além
do risco de omissão de informações relacionadas aos outros sistemas da base de
dados, que não sofreriam qualquer alteração em projetos como estes.
Sabendo disso, e com a experiência presenciada no desenvolvimento de
alguns projetos nesse caráter, encontrou-se motivação para apresentar um modelo
de alteração de base de dados, com um software muito utilizado, que fosse de
simples entendimento e capaz de ser executado com um mínimo de conhecimento
na área de supervisão e controle de subestações.
16
1.3 OBJETIVOS DO TRABALHO
1.3.1 OBJETIVO GERAL
O presente projeto tem como principal objetivo apresentar os conhecimentos
necessários para alteração da base de dados do sistema de controle supervisório de
uma subestação para um projeto de RETROFIT das proteções de um bay de linha
de transmissão de 230 kV, utilizando como ferramenta o software de controle
supervisório SAGE (Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia).
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Apresentar alguns conceitos de proteção e controle de subestações,
focando no modelo de supervisão e controle do Sistema Elétrico de
Potência (SEP);
Apresentar o software de controle supervisório SAGE (Sistema Aberto
de Gerenciamento de Energia), mostrando suas principais
características e seu modelo de base de dados;
Apresentar uma solução para a alteração da base dados do SAGE
para um projeto de RETROFIT das proteções de um bay de linha de
transmissão, mostrando as etapas principais, testes de consistência,
sugestões para alteração da base de dados, etc;
Apresentar uma solução para "implementação em campo" de uma
base dados de controle supervisório de uma subestação, mostrando
os principais cuidados, procedimentos de segurança, testes de
consistência em campo, etc;
Apresentar o conhecimento básico necessário para o desenvolvimento
de qualquer projeto executivo, a nível de supervisão e controle, que
tenha o caráter de RETROFIT de proteções, utilizando o software de
controle supervisório SAGE.
17
1.4 METODOLOGIA UTILIZADA
Para o desenvolvimento deste trabalho foram utilizadas diversas literaturas
que tratam da automação de subestações, sistema de controle supervisório,
proteção de sistemas elétricos, além da experiência prática adquirida ao longo de
alguns projeto desenvolvidos e executados nessa linha de conhecimento. Outra
ferramenta importante e essencial para o desenvolvimento deste projeto foi o
software de controle supervisório SAGE, na qual foram feitos os testes necessários,
sempre com o auxílio dos seus manuais.
Para alteração da base de dados de controle supervisório de uma subestação
é necessário conhecer bem o software de trabalho, mesmo que se trate de um
sistema aberto que seja capaz de abrigar qualquer tipo de protocolo de
comunicação. Para efeito de exemplificação, o software de supervisão e controle
utilizado neste documento será o SAGE, sistema presente em muitas subestações
de transmissão do Brasil.
Por se tratar de um assunto extremamente prático, teria que ser utilizado
algum exemplo existente para o melhor entendimento, por isso foi escolhido o
projeto de um bay de linha de transmissão de 230 kV da CHESF, que possui um
modelo de supervisão e controle característico, utilizando o SAGE no seu sistema de
controle supervisório. Assim, o exemplo prático utilizado será bastante voltado para
esse modelo de supervisão característico, não significando uma restrição para a
aplicação em destaque, pois esse trabalho abordará o presente assunto sempre
dando margens a outras aplicações.
Dessa forma, a metodologia utilizada será a mais simples possível, de forma
que seja possível entender o procedimento para alteração de uma base de dados do
SAGE, podendo se estender a projetos com propostas diferentes, desde que se
relacionem com pontos digitais de supervisão e controle.
18
1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO
Esse trabalho está dividido em cinco capítulos, assim dispostos:
1. Introdução: É apresentada uma breve contextualização sobre o assunto,
também são abordadas as motivações para o desenvolvimento desse
trabalho, o principais objetivos, metodologia utilizada, assim como a forma
com que o trabalho será estruturado.
2. Modelo de supervisão e controle do SEP: Apresentado de forma a
possibilitar o entendimento macro do que ocorre com o sistema de
controle supervisório quando se deseja substituir as tecnologias de
proteção.
3. O SAGE: Mostra-se suas principais características, ambientes, entidades
relacionadas aos pontos digitais, entre outros; para que se construa a
base do conhecimento necessário para o entendimento do projeto do
capítulo seguinte.
4. Projeto de alteração da base de dados do SAGE: São mostrados os
procedimentos, configuração dos atributos das principais entidades dos
pontos digitais, testes, correção de erros, sugestões, etc. É utilizado
como exemplo um projeto de RETROFIT das proteções de um bay de
linha de transmissão de 230 kV.
5. Implementação em campo de uma base de dados: São mostrados alguns
conhecimentos práticos necessários para implementação em campo de
uma base de dados em uma subestação de transmissão operando em
tempo real.
19
2. MODELO DE SUPERVISÃO E CONTROLE DO SEP
2.1 VISÃO GERAL
O SEP precisa ser monitorado e controlado, de forma que se possa suprir as
cargas da forma mais confortável, sem sobrecarregar as linhas de transmissão e os
transformadores, garantindo, obviamente, a continuidade e a qualidade da energia
entregue em níveis de tensão e frequência aceitáveis. Além disso, o sistema tem
que ser capaz de eliminar qualquer tipo de defeito casual e estar preparado para
suportar qualquer tipo de contingência, seja um curto circuito, ou mesmo a perda
uma linha de transmissão ou um transformador do sistema.
Para atender a todos esses requisitos, o sistema supervisório se torna peça
fundamental, pois ele permite a visualização dos eventos de um grande sistema em
uma simples tela de computador em um centro de controle. Além da visualização
das grandezas, estados dos equipamentos e até histórico de eventos, o sistema de
controle supervisório do SEP ainda permite a operação do sistema, seja em uma de
suas subestações, localmente, ou em um centro de controle regional ou do SIN
(Sistema Interligado Nacional), remotamente.
Dentre as inúmeras funções desempenhadas por um sistema de controle
supervisório de um sistema elétrico, se destacam algumas abaixo:
Monitoramento de grandezas analógicas, como tensão, corrente,
frequência, etc;
Monitoramento dos estados dos disjuntores e chaves seccionadoras;
Monitoramento do sistema de acionamento, extinção de arco, falha,
bloqueio e outras particularidades de funcionamento dos disjuntores;
Monitoramento do funcionamento dos transformadores, como
temperatura de óleo, relé de gás, sobrecarga, etc;
Monitoramento dos eventos de teleproteção e atuação das proteções
dos equipamentos;
Monitoramento do fluxo de potência entre as barras do SEP;
Controle dos disjuntores e seccionadoras em manobras de
transferência de proteção;
20
Controle da ativação do religamento automático dos disjuntores;
Controle de TAP dos transformadores;
Controle do sistema de geração;
Controle do sistema de comunicação da subestação (ativação e
desativação de processos).
Dessa forma, percebe-se o quanto o sistema supervisório é importante no
monitoramento do sistema elétrico, e o seu entendimento está totalmente
relacionado com o conhecimento do funcionamento dos equipamentos que
compõem o sistema elétrico.
Então, para o melhor entendimento do funcionamento do sistema de
supervisão e controle do SEP, é importante ter o conhecimento de que ele é dividido
em níveis hierárquicos, visando uma melhor separação e classificação dos
equipamentos. Assim, é possível destacar quatro níveis mais conhecidos, explicados
abaixo.
a) NÍVEL 0: É o nível mais baixo do sistema elétrico, localizado no pátio das
subestações, onde se encontram os equipamentos principais. Os
equipamentos encontrados neste nível são: Transformadores de força,
banco de capacitores, reatores, transformadores de corrente (TCs),
transformadores de potencial (TPs), pára-raios, disjuntores, chaves
seccionadoras.
b) NÍVEL 1: Os equipamentos desse nível são responsáveis pela proteção e
controle dos equipamentos dispostos no NÍVEL 0 das subestações. Os
principais equipamentos são: Relés de proteção, Unidades Terminais
Remotas (UTRs), unidades de aquisição, switches, distribuidores ópticos,
interfaces elétrico/óptico, medidores, etc. Os relés de proteção digitais
dispostos neste nível são também conhecidos como IEDs (Intelligent
Electronic Device).
c) NÍVEL 2: Esse nível é responsável pelo controle supervisório local das
subestações, concentrando as informações recolhidas do NÍVEL 1, para
que possam ser visualizadas em uma interface pelos operadores da
subestação, além de permitir o controle dos equipamentos. Onde são
encontrados os seguintes equipamentos: Gateways, computadores, IHMs
21
(Interface Human Machine). Os softwares mais comuns destinados ao
controle supervisório de subestações são: SAGE, ELIPSE, SUBNET, etc.
d) NÍVEL 3: Esse nível é também chamado de centro de operação, que é
responsável pelo monitoramento de todas as subestações do SEP,
podendo ser a nível regional, COR (Centro de Operação Regional), ou a
nível nacional, COS (Centro de Operação do Sistema). Nesse nível de
supervisão são tomadas as principais decisões para a melhor distribuição
do fluxo de potência.
É importante destacar essa classificação, pois a todo momento esses níveis
serão mencionados ao longo deste documento, principalmente o responsável pelo
controle supervisório das subestações (NÍVEL 2), que desempenha a função
SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition), em português (Sistemas de
Supervisão e Aquisição de Dados), sigla em inglês muito utilizada quando se trata
de supervisão e controle de sistemas. Abaixo, na figura 2.1, a divisão mencionada é
melhor esclarecida.
Figura 2.1 - Níveis hierárquicos de um sistema elétrico de potência.
Com essa divisão, se torna mais simples entender como se procede a
aquisição e controle dos dados em uma subestação. Para isso, deve-se ter em
22
mente que os níveis destacados acima estão inteiramente conectados, de tal forma
que se torna importantíssimo o relacionamento entre eles para o desenvolvimento
de qualquer projeto de substituição de algum equipamento na subestação, ou até
mesmo um projeto de ampliação. A figura 2.2 abaixo mostra uma sala de controle
supervisório de uma subestação (NÍVEL 2), com seus computadores e IHMs,
utilizando o SAGE como software de comunicação.
Figura 2.2 - Sistema de controle supervisório em uma sala de comando de uma subestação.
2.2 ESTRUTURA DE AQUISIÇÃO DE DADOS
A aquisição dos dados para o sistema de controle supervisório da subestação
(NÍVEL 2) começa em seu pátio (NÍVEL 0), através dos transformadores de
instrumentos (TPs e TCs) e contatos auxiliares dos equipamentos (disjuntores,
chaves seccionadoras, reatores, banco de capacitores, transformadores de força,
etc), na qual podem indicar grandezas analógicas como tensão e corrente, e
23
grandezas digitais como estados de disjuntores e chaves secionadoras, atuação de
um relé de gás de um transformador, atuação de um relé por baixa pressão do
sistema de extinção de arco de um disjuntor.
Esses sinais analógicos e digitais são aquisitados pelo nível responsável pela
proteção dos equipamentos da subestação (NÍVEL 1), tendo como principais
representantes os relés de proteção e medidores. Em termos de localização física,
os relés de proteção já não estão mais no pátio da subestação, podendo ser
encontrados na própria sala de comando ou em cabanas que abrigam esses
equipamentos.
Passando pelos equipamentos de proteção e medidores, os sinais agora
precisam ser enviados para o nível de controle supervisório (NÍVEL 2), então esses
sinais analógicos e digitais chegam até uma Unidade Terminal Remota (UTR), que
geralmente é encontrada na sala de comando da subestação e tem a função de
enviar ao sistema de controle supervisório essas informações através de protocolos
de comunicação. Assim, o sistema de supervisão e controle já é capaz de aquisitar
os dados da UTR e mostrar a situação do sistema em seus servidores e IHMs.
A comunicação entre o nível NÍVEL 2 e o NÍVEL 3 é mais simples, uma vez
que as informações podem ser enviadas através da rede que conecta a subestação
com o centro regional responsável. Essas informações de comunicação também
podem ser enviadas diretamente da UTR para o NÍVEL 3, sem a necessidade de
passar pelo NÍVEL 2, dependendo do modelo e estrutura de aquisição de dados da
subestação.
Alguns protocolos de comunicação mais modernos dispensam a utilização de
uma UTR, principalmente com a chegada dos relés inteligentes (IEDs), que são
capazes de se comunicar diretamente com o sistema de controle supervisório,
através de redes no padrão ethernet. Por isso algumas subestações possuem uma
arquitetura mista, com bays se comunicando diretamente com o sistema de controle
supervisório e bays utilizando UTR para se comunicar.
No Anexo F é mostrada a arquitetura de comunicação da subestação de
Banabuiú da CHESF, que possui alguns bays digitais, que não utilizam UTR para se
24
comunicar com o sistema supervisório, assim como outros bays não digitais que
utilizam UTR para comunicação.
O modelo de aquisição de dados que utiliza UTRs para comunicação com o
sistema de controle supervisório será contemplado neste documento, priorizando o
protocolo de comunicação DNP V3.0, que é largamente utilizado nas subestações
da CHESF.
Na figura 2.3 é ampliada a parte da arquitetura de comunicação da
subestação de Banabuiú que abriga os bays que utilizam UTRs para comunicação
com o sistema supervisório. Essa arquitetura será a utilizada no projeto de alteração
da base de dados do SAGE, quer será explicado nos capítulo seguintes.
Figura 2.3 - Arquitetura de comunicação utilizando UTRs (SE Banabuiú).
25
3. O SAGE - SISTEMA ABERTO DE GERENCIAMENTO DE ENERGIA
3.1 CARACTERÍSTICAS GERAIS
O SAGE (Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia) é um software para
controle supervisório de sistemas elétricos, desenvolvido pelo Laboratório Avançado
de Supervisão e Controle – LASC do CEPEL (Centro de Pesquisas de Energia
Elétrica) da Eletrobrás, e usa as tecnologias mais recentes e avançadas para
gerenciamento de energia, desde uma pequena instalação de distribuição até um
grande centro de operações em um sistema elétrico de potência.
Essa ferramenta foi desenvolvida com uma proposta de reunir diversas
tecnologias, de forma que se tornasse possível a comunicação entre plataformas e
hardwares de fabricantes diferentes, sendo uma das razões para ele ser classificado
como um sistema aberto. Além disso, o SAGE teve também como proposta o
estabelecimento da integração do sistema eletroenergético, de forma a centralizar as
informações do sistema elétrico em centros de operação, gerando grande avanço na
prestação de serviços de suprimento de energia elétrica.
O SAGE é baseado em uma arquitetura distribuída e redundante, possuindo
três ambientes de trabalho distintos, comportando alguns subsistemas, que são
descritos abaixo:
Tempo-Real: Gerenciador de base de dados de tempo-real,
subsistema de comunicação, subsistema de interface gráfica,
subsistema de exportação de dados;
Dados Históricos e Modo de Estudo: Estudos, estatísticas e relatórios
de interesse gerencial;
Configuração: Aplicativos off-line para configuração da base de dados,
gerência de dados históricos, editor gráfico de telas.
Para um sistema de comunicação poder ser chamado de “aberto”, ele tem
que atender a algumas exigências. Assim, o SAGE foi desenvolvido com essa
proposta, atendendo os seguintes critérios abaixo.
Portabilidade;
26
Interoperabilidade;
Modularidade;
Conectividade;
Confiabilidade;
Disponibilidade;
Segurança;
Expansibilidade.
Para atender a todos esses requisitos e ser classificado como um sistema
aberto, no projeto do SAGE foram considerados alguns aspectos. O primeiro deles
foi a preocupação com os padrões e normas internacionais, sendo utilizado o que
existia de mais moderno em termos de estrutura de redes. Isso garantiu a
portabilidade do SAGE, que permite a operação desse sistema em diversas
plataformas de software e hardware.
Outra preocupação atendida na criação do SAGE foi a necessidade de
conectar/interligar sistemas com plataformas de hardware diferentes, permitindo que
equipamentos de vários fabricantes pudessem ser conectados sem gerar problemas
de incompatibilidade. A partir desse pensamento, também se resolveu problemas de
expansibilidade e modularidade, na qual possibilitou o crescimento do sistema ou
mesmo alteração, sem ocasionar qualquer impacto no sistema existente.
Outro aspecto também atendido pelo SAGE foi a necessidade de um sistema
que pudesse estar presente em todos os níveis de supervisão e controle do sistema
elétrico de potência, de forma que as informações do sistema pudessem ser
centralizadas e uniformizadas. Essas foram algumas das preocupações que foram
levadas em consideração na criação desse software, porém existem inúmeras
outras vantagens que faz com que o sistema SAGE seja largamente utilizado no
sistema de controle supervisório do SEP.
3.2 FUNCIONALIDADES DO SAGE
O SAGE utiliza a plataforma LINUX e possui alguns ambientes virtuais de
supervisão e controle, que permite um operador supervisionar o estado do sistema
elétrico em uma sala de comando de uma subestação, ou até mesmo em um centro
27
regional de operação. Dentre os ambientes dispostos no SAGE, destaca-se o visor
de alarmes, o histórico do sequencial de eventos, o visor de processos (indica quais
os processos estão sendo executados em cada servidor), o visor de telas (é possível
visualizar todo o comportamento do sistema), o visor de tendências, o editor de telas
(SigDraw), entre outros. As figuras 3.1 e 3.2 representam alguns dos ambientes
mais utilizados pelos operadores do SAGE.
Figura 3.1 - Visor de alarmes do SAGE.
Figura 3.2 - Visor de telas do SAGE.
28
3.3 MODELO DE BASE DE DADOS DO SAGE
Todo software de controle supervisório precisa de uma base de dados
relacional, que permita associar os pontos físicos de entrada aos pontos lógicos que
serão processados no software, além de reunir todas as informações referentes ao
modelo comunicação, histórico de eventos, serviço de alarmes, conexão com os
servidores, estrutura de aquisição de dados, etc. A base de dados do SAGE é
bastante rica, conforme será mostrado.
De logo ratifica-se que o entendimento de toda a estrutura do SAGE levaria
bastante tempo, exigindo bastante dedicação e aplicação prática, inclusive existem
treinamentos específicos para aprofundamento neste software. Dessa forma, o
SAGE será tratado de forma bastante sucinta, privilegiando sempre o conteúdo
relacionado com o objetivo desse documento, que são as principais alterações na
base de dados do SAGE para um projeto de RETROFIT de proteção, incluindo um
exemplo prático com todos os passos para a bem sucedida alteração da base,
testes de consistência e sugestões para alteração da base de dados.
O SAGE possui um modelo baseado em entidades, atributos e registros, em
sua base de dados. Para entender bem o que significa esses termos, podemos fazer
uma relação com um determinado documento que possui várias tabelas (Entidades)
relacionadas, cada tabela possui colunas (Atributos) com características
determinadas e que esperam informações em suas linhas (Registros) a respeito de
algum evento. Esclarecendo ainda mais, abaixo, na figura 3.3, são representadas
duas entidades do SAGE (LSC e TAC), com os atributos de cada entidade e alguns
registros.
Na figura 3.3 também é possível observar o relacionamento entre entidades,
que representa a maior complexidade da base de dados, tanto de criação de uma
nova base quanto de alteração de uma existente. Muitos outros relacionamentos são
encontrados entre as entidades do SAGE, exigindo uma certa experiência para o
domínio de todas elas. Por isso, esse documento focará nas principais entidades
relacionadas aos pontos digitais de supervisão e controle.
29
Figura 3.3 - Modelo de base de dados relacional do SAGE.
Podem existir relacionamentos entre três, quatro ou até mais entidades,
sendo todas imprescindíveis para o correto funcionamento do software, exceto as
que são destinadas a outros tipos de aplicações.
3.4 PONTOS DIGITAIS E SUAS ENTIDADES
Um ponto digital no SAGE pode representar qualquer evento ou grandeza que
possui dois estados, ou seja, um estado de atuação e outro de não atuação. Logo, é
possível supervisionar inúmeros pontos de proteção, como os seguintes:
Estado de disjuntores e chaves seccionadoras;
Atuação de relés de proteção: Proteção de distância, proteção de
sobrecorrente direcional, proteção de sobretensão, proteção de falha no
acionamento e extinção de arco dos disjuntores;
Indicação de eventos de teleproteção: Transmissão e recepção de sinal de
trip, transmissão e recepção de sinal permissivo, falha na teleproteção;
Indicação de "em teste" ou "em operação" de um relé digital.
30
Dessa forma, para o entendimento do exemplo prático do capítulo seguinte, é
importante estar familiarizado com as três entidades do SAGE que "podem
representar" os pontos digitais do sistema elétrico supervisionado, assim como os
seus atributos. Essas entidades são:
PDS - Pontos Digitais Lógicos;
PDF - Pontos Digitais Físicos;
PDD - Pontos Digitais de Distribuição.
A abordagem que será feita dessas três entidades será direcionada para o
protocolo de comunicação DNP V3.0, tendo em vista que ele será utilizado no
exemplo prático do capítulo seguinte. Destacando que a configuração dos atributos
dessas três entidades varia de acordo com o protocolo de comunicação utilizado por
cada equipamento ou bay da subestação.
O relacionamento dessas três entidades é bastante simples. Primeiramente
imaginemos que o SAGE é uma "caixa preta", e os pontos de supervisão são
aquisitados de uma Unidade Terminal Remota (UTR) e distribuídos para o NÍVEL 3
(nível de controle regional). Logo, os pontos físicos representam essas ligações do
SAGE com a UTR e com o NÍVEL 3. Poderíamos dizer que o PDS representa um
determinado ponto dentro do SAGE, e o PDD representa este mesmo ponto no
NÍVEL 3. A figura 3.4 permite entender melhor esse relacionamento.
Figura 3.4 - Relacionamento entre as entidades dos pontos digitais.
Assim, um ponto de supervisão qualquer que seja aquisitado da UTR, gera
um ponto digital lógico - PDS, um ponto lógico de distribuição - PDD e dois pontos
lógicos físicos - PDF (um referente à aquisição da UTR e outro referente à
distribuição para o NÍVEL 3). Tudo isso funciona se esse ponto de aquisição for
distribuído para o nível de supervisão superior através do SAGE, o que geralmente
acontece no caso da CHESF.
31
Sabendo as relações entre essas três importantes entidades, é possível agora
compreender os atributos de cada uma delas, que serão mostrados separadamente
nos subtópicos a seguir. Lembrando que a configuração dos atributos dessas
entidades será baseada em alguns modelos e padrões estabelecidos pela CHESF,
facilitando o entendimento.
3.4.1 PDF
Como já descrito, o PDF (Ponto Digital Físico) representa as ligações físicas
dos pontos digitais no SAGE. Na tabela 3.1 são mostradas suas entidades, com um
exemplo prático.
Tabela 3.1 - Atributos da entidade PDF.
ATRIBUTO REGISTRO OBSERVAÇÕES
ID= BNB_ADNP_1_ASIM_314
Esse atributo identifica o ponto digital físico no SAGE. Percebe-se que sua formação é a soma das informações do atributo NV2 com o atributo ORDEM.
KCONV= SQN
Esse atributo define a lógica de ativação do ponto digital. Para lógica normal de ativação (KCONV= SQN para sequência de eventos habilitada, ou KCONV= NOR para sequência de eventos inibida). Para lógica invertida de ativação (KCONV= SQI para sequência de eventos habilitada, ou KCONV= INV para sequência de eventos inibida).
NV2= BNB_ADNP_1_ASIM
Esse atributo indica o caminho físico ou "canal" que será utilizado pelo ponto, seja de aquisição ou distribuição. A formação deste atributo depende de algumas outras entidades (relacionamentos), que não fazem parte do foco deste documento.
ORDEM= 314
Esse atributo identifica numericamente o ponto físico. Cada ponto aquisitado da UTR e distribuído para o NÍVEL 3 possuirá uma ordem diferente. É importantíssimo, pois essa ORDEM está associada aos índices de programação da UTR que está se comunicando com o SAGE, para os pontos que estão sendo aquisitados da UTR. Para o os pontos de distribuição, geralmente é utilizada a mesma ordem de aquisição da UTR, não sendo um regra.
PNT= BNB:04M3:21:PPPA Nesse atributo é colocado o ID do ponto PDS ou PDD associado à ligação física.
TPPNT= PDS Esse atributo define se a ligação física é do PDD (SAGE-NÍVEL 2 para o NÍVEL 3) ou do PDS (UTR para o SAGE-NÍVEL 2).
32
3.4.2 PDD
O PDD (Pontos Digitais de Distribuição) representa todos os pontos que serão
distribuídos para o nível de supervisão superior, neste caso representado pelo
NÍVEL 3, de acordo com o modelo de supervisão e controle apresentado
anteriormente. Assim sendo, todos os pontos do SAGE (PDS) que serão distribuídos
para o NÍVEL 3 deverão ter um registro nesta entidade (PDD). Na tabela 3.2 serão
apresentados seus atributos com suas funcionalidades, mostrando-se um exemplo
prático.
Tabela 3.2 - Atributos da entidade PDD.
PDD
ATRIBUTO REGISTRO OBSERVAÇÕES
ID= BNB:04M3:21:PPPA_COR
Esse atributo identifica o ponto digital de distribuição no SAGE. Percebe-se que sua formação é praticamente a soma das informações do atributo PDS com o atributo TDD.
PDS= BNB:04M3:21:PPPA
Esse atributo define o ponto digital (PDS) que está sendo distribuído para o nível superior de supervisão e controle. É utilizado o ID característico desse ponto na entidade PDS.
TDD= COR_TDD
Esse atributo indica o terminal de distribuição que será utilizado pelo ponto digital. Os terminais de distribuição, assim como os de aquisição, são definidos em outras entidades, que não serão mostradas neste documento, tendo em vista o grande volume de informações.
3.4.3 PDS
Como já descrito, a entidade PDS (Pontos Digitais Lógicos) representa os
pontos digitais de supervisão e controle do sistema elétrico no SAGE. Todos os
pontos que são aquisitados da UTR geram um ponto na entidade PDS. Quando os
dois estados de um mesmo ponto digital são supervisionados (muito usado no caso
de disjuntores e seccionadoras), é gerado apenas um ponto digital (PDS), mesmo
que existam dois pontos físicos (PDF) associados a este ponto. Para ser possível
transformar dois pontos físicos em um ponto digital é necessário a utilização de
filtros, configurados em outras entidades, que não fazem parte do foco deste
documento. Assim, na tabela 3.3 são apresentados os atributos da entidade PDS e
suas funcionalidades de forma resumida, visando o exemplo prático que será
mostrado no capítulo seguinte.
33
Tabela 3.3 - Atributos da entidade PDS.
PDS
ATRIBUTO REGISTRO OBSERVAÇÕES
ID= BNB:04M3:21:PPPA
Esse atributo é responsável em identificar o ponto digital no sistema SAGE. Cada ponto digital de aquisição possui um ID diferente, e é utilizado para os relacionamentos entre as entidades. Geralmente esses IDs são padronizados para facilitar a operação do sistema.
ALRIN= SIM
Esse atributo permite inibir o sinal de alarme do ponto de supervisão no visor de alarmes, em caso de troca de estado. (ALRIN= SIM - inibido; ALRIN= NÃO - não inibido).
CDINIC= NORMAL
Esse atributo indica se o ponto vai ser de varredura ou manual. Geralmente a função manual não é utilizada, se preenchendo o atributo com NORMAL na maioria dos casos.
OCR= OCR_NOR_LOG01
Esse atributo define todas as ocorrências (alarmes e mensagens) que serão acionadas com a atuação desse ponto de aquisição, seja para uma mudança de estado, inconsistência, etc. A OCR definida nesse atributo do PDS é apenas a primeira ocorrência de um grupo de seis, na qual são configuradas na própria entidade OCR. O preenchimento dependerá dos padrões estabelecidos para cada ponto.
STINI= A Esse atributo define o estado normal de funcionamento do ponto. (STINI= A - aberto, zero lógico; STINI= F - fechado, um lógico).
STNOR= A
Esse atributo define as cores das indicações desse ponto nos visores de SAGE. (STNOR= A - assume a cor verde quando o ponto estiver no estado aberto ou zero, e vermelho no estado fechado ou um; STNOR= F - assume a cor verde quando o ponto estiver no estado fechado ou um, e vermelho no estado aberto ou zero).
TPFIL= NLFL
Esse atributo indica o tipo de filtro utilizado. Um filtro é utilizado quando se supervisiona os dois estados do ponto digital, então é necessário um filtro para esses dois pontos físicos se tornarem um único ponto digital no SAGE. Na ausência de filtro, preenche-se essa entidade com (TPFIL= NLFL).
TAC= BNB
Esse atributo indica o terminal de aquisição e controle que está sendo utilizado. Existem três tipos de terminais, um para os pontos de aquisição e controle, um para os pontos que sofrem algum tipo de cálculo e outro para os pontos que possuem algum filtro. O preenchimento dependerá dos padrões utilizados para a identificação de cada terminal de aquisição e controle existente.
TIPO= PTNI
Essa atributo indica o tipo de ponto digital, podendo ser um ponto de disjuntor (TIPO= DISJ), uma chave seccionadora (TIPO= CHAVE), uma proteção impeditiva (TIPO= PTIP), uma proteção não impeditiva (TIPO= PTNI), etc.
TCL= NLCL Esse atributo indica o tipo de cálculo utilizado, seguindo o mesmo raciocínio da entidade TPFIL. Na ausência de cálculo, utiliza-se (TCL= NLCL).
NOME= PP-Partida Fase A Esse atributo mostra a descrição do ponto digital. Geralmente é padronizada para cada ponto digital, visando facilitar a operação do SAGE.
34
4. PROJETO DE ALTERAÇÃO DA BASE DE DADOS DO SAGE
4.1 ONDE SE APLICA
Esse tipo de projeto tem se tornado muito comum desde que os relés digitais
entraram no mercado, trazendo suas inúmeras vantagens já comentadas neste
documento. Isso acontece porque ocorrem mudanças nos pontos de supervisão dos
bays com a implementação dos relés digitais, tanto para atender às exigências
estabelecidas pelos Procedimento de Rede e o ONS, quanto para atender à
mudança de tecnologia, que demanda novos pontos de supervisão e deixa alguns
pontos existentes sem utilidade.
Com relação à CHESF, muitos bays de suas subestações tiveram que passar
por processo de RETROFIT de proteção, tendo que ser substituída toda a proteção
eletromecânica pelos modernos relés digitais. Como esses projetos alteram o pontos
de supervisão e controle, com certeza a base de dados do SAGE das subestações
tiveram que sofrer alterações, visando incluir os novos pontos de supervisão e
eliminar os desnecessários.
Sendo assim, o projeto que será mostrado neste capítulo se aplica a qualquer
projeto que vise a adição, edição ou eliminação de pontos de supervisão do sistema
SAGE, lembrando que cada projeto tem a sua especificidade e pode contemplar
menos ou mais entidades operacionais. No entanto, com o projeto que será
demonstrado, será possível obter um base geral para configuração de pontos
digitais no SAGE.
Portanto, será utilizado como exemplo o RETROFIT das proteções de uma
linha de transmissão de 230 kV, sendo mostrados os pontos de supervisão que o
projeto contempla, os pontos supervisionados antes do RETROFIT, as entidades
que sofrem alterações e algumas sugestões para alteração da base de dados.
4.2 CARACTERÍSTICAS GERAIS DO PROJETO
Por se tratar da atualização da base de dados do sistema de controle
supervisório de uma subestação, em um projeto de RETROFIT das proteções de um
35
bay de uma subestação, para incluir ou retirar pontos de supervisão e controle desse
vão em questão, apenas algumas entidades do SAGE precisam ser alteradas,
chegando ao máximo a alteração de 10 entidades de um total de mais de 100.
Assim, as únicas entidades que sofrerão alterações nesse projeto são
aquelas que se relacionam com os pontos de supervisão e controle, no qual incluem
pontos de proteção, estados de chaves e de disjuntos, etc. As entidades mais
comuns que podem sofrer alterações em projetos com esse caráter são: PDS, PDF,
PDD, PAS, PAF, PDF, CGF, CGS, OCR, etc.
As informações das entidades do SAGE estão dispostas em arquivos de texto
de extensão .dat. A alteração desses arquivos pode ser feita de várias maneiras,
inclusive existem softwares específicos para esse procedimento, mas o método
menos suscetível a erros é a manipulação do próprio arquivo de texto, que será o
método utilizado neste documento. Apesar de existirem várias alternativas para
alteração de uma base de dados do SAGE em um projeto de RETROFIT, o objetivo
e o resultado são sempre os mesmos, que se resumem em:
Eliminar os pontos que não serão mais supervisionados;
Adicionar os novos pontos incluídos no projeto de RETROFIT;
Atualizar os pontos já existentes para padronizações mais recentes.
Dessa forma, este documento focará apenas na alteração de três entidades
básicas relacionadas aos pontos digitais (PDS, PDF e PDD), que seria a demanda
de um projeto simples, como foi no exemplo que será utilizado neste capítulo. Essas
entidades foram detalhadas no capítulo anterior.
Assim, como já informado, será utilizado como exemplo o projeto de
RETROFIT das proteções da linha de transmissão 04M3 de 230 kV da CHESF, que
interliga as subestações de Banabuiú e Milagres, integrantes do Sistema Interligado
Nacional (SIN), no qual foi executado no segundo semestre do ano de 2013.
Tratando-se de uma linha de transmissão, o projeto se divide em duas partes,
um referente à SE-BANABUIÚ e o outro referente à SE-MILAGRES, não garantindo
que os extremos da linha compartilhem os mesmos pontos de supervisão, tanto já
existentes quanto do projeto de RETROFIT. Este documento irá tratar apenas do
36
RETROFIT dessa linha de transmissão referente ao lado da subestação Banabuiú
(BNB – 04M3), representado na figura 4.1, o que poderia ser também aplicado para
o lado da subestação de Milagres (MLG - 04M3), respeitando as devidas
particularidades. Esse projeto foi dividido em três passos (etapas), que serão
explicados nos próximos tópicos.
Figura 4.1 - Bay da linha de transmissão BNB - 04M3.
4.3 PASSO 1: COMPARAR A LISTA DE PONTOS DO PROJETO DE RETROFIT
COM OS PONTOS JÁ SUPERVISIONADOS DO BAY
Para essa etapa, necessitamos da lista de pontos do projeto de RETROFIT,
ou seja, todos os pontos que serão supervisionados pelo sistema de controle
supervisório da subestação (SAGE). Além disso, precisamos da base de dados do
SAGE da subestação de Banabuiú, para sabermos os pontos deste vão que estão
sendo supervisionados. De posse dessas duas informações, é possível fazer uma
comparação e saber os pontos de supervisão e controle que precisarão ser
acrescentados, assim como os que serão removidos ou até substituídos. A lista de
pontos desse projeto de RETROFIT é mostrada na tabela 4.1 abaixo.
37
Tabela 4.1 - Lista de pontos do projeto de RETROFIT da LT BNB-04M3.
LINHA DE TRANSMISSÃO DISJUNTOR
UP1 - PARTIDA 21 FASE A ALARME DE MUDANÇA DE POSIÇÃO: ABERTO
UP1 - PARTIDA 21 FASE B DISCORCÂNCIA DE POLOS
UP1 - PARTIDA 21 FASE C BAIXA PRESSÃO DE SF6 1º GRAU
UP1 - TRIP GERAL BAIXA PRESSÃO DE SF6 2º GRAU
UP1 - TRIP 21 FASE BAIXA PRESSÃO SIST. ACIONAMENTO A ÓLEO 2º GRAU
UP1 - EM TESTE BLOQUEIO DE ABERTURA
UP1 - DEFEITO INTERNO BLOQUEIO DE FECHAMENTO
UP1 - PROTEÇÃO DUTT/DTT SINALIZAÇÃO DISJUNTOR EM MANUTENÇÃO
UP2 - PARTIDA 21 FASE A SINALIZAÇÃO DE DEFEITO NA MOTOBOMBA
UP2 - PARTIDA 21 FASE B FALHA DISJUNTOR 14M3
UP2 - PARTIDA 21 FASE C
UP2 - TRIP GERAL REATOR
UP2 - TRIP 21 FASE RELÉ DE ÓLEO 1º GRAU
UP2 - EM TESTE RELÉ DE ÓLEO 2º GRAU
UP2 - DEFEITO INTERNO TEMPERATURA DO ENROLAMENTO 1º GRAU
UP2 - PROTEÇÃO DUTT/DTT TEMPERATURA DO ENROLAMENTO 2º GRAU
ORDEM DE RELIGAMENTO DISPARO DA PROTEÇÃO INTRÍNSECA
RELIGAMENTO BLOQUEADO PROTEÇÃO DE TEMPERATURA DESATIVADA
RELIGAMENTO DESATIVADO RELÉ DE GÁS 1º GRAU
DISPARO POR SOBRETENSÃO RELÉ DE GÁS 2º GRAU
TRANSMISSÃO PERMISSIVO TRANSMISSÃO TRANSFERTRIP ESTADO DAS CHAVES E DISJUNTOR
RECEPÇÃO PERMISSIVO 34M3-4 ABERTA
RECEPÇÃO TRANSFERTRIP 34M3-5 ABERTA
TRIP - ZONA 1 34M3-6 ABERTA
TRIP - ZONA 2 34M3-7 ABERTA
TRIP - ZONA 3 34M3-8 ABERTA
TRIP - ZONA 4 14M3 ABERTO
DISPARO 67N 34M3-4 FECHADA
FECHAMENTO SOB FALTA 34M3-5 FECHADA
CARRIER - EM TESTE 34M3-6 FECHADA
CARRIER - FALHA RX/TX 34M3-7 FECHADA
CARRIER - FALHA 34M3-8 FECHADA
RDP - FALHA GERAL 14M3 FECHADO
RDP - PARTIDA FALHA TP/TC CHAVE CLT LOCAL
DISJUNTOR DCP ABERTO
FALTA CC - PAINÉIS 8F/8R
DISPARO RELÉ DE BLOQUEIO
ESTADO DO RELIGAMENTO AUT.
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Como se observa na lista de pontos, temos apenas pontos digitais no projeto
de RETROFIT, o que se subentende, a princípio, que em caso de alteração na base
de dados, apenas as entidades do SAGE, PDS (Pontos Digitais Lógicos), PDD
(Pontos Digitais de Distribuição) e PDF (Pontos Digitais Físicos), serão alteradas.
Para sabermos os pontos que efetivamente estão sendo supervisionados do
bay em questão, precisamos da base de dados do SAGE da subestação de
Banabuiú, o que é alcançado através do comando criasagecnf “nome da base”, no
console do próprio servidor da subestação. Só que essa base vem com os dados de
todos os bays da subestação, o que demanda certo trabalho para localizar os dados
relacionados apenas ao bay de projeto.
Então, tendo em vista que o RETROFIT trata-se apenas de pontos digitais,
pegamos o arquivo de extensão .dat referente ao PDS (Pontos Digitais Lógicos), e
vemos todos os pontos que estão sendo supervisionados do bay de projeto. Esses
pontos são descritos abaixo na tabela 4.2.
Tabela 4.2 - Pontos digitais supervisionados do bay da LT BNB-04M3 antes do RETROFIT, extraídos da base de dados da SE.
LINHA DE TRANSMISSÃO DISJUNTOR
Partida Fase A Bloqueio de Função
Partida Fase B Trip Discordância de Polos
Partida Fase C Fechamento Bloqueado
Trip Geral Relé Abertura Bloqueada
Trip Proteção Distância Baixa Pressão Sist. Extinção SF6 1/2.Grau
Chave CLT Baixa Pressão Sist. Acion. Ar Comp. 2.Grau
Trip SobreCorrente Dir Neutro Disjuntor não Apto para Religamento
Atuação Relé de Bloqueio Falta Alimentação Circuito Fech e Abert
Ordem de Religamento Automático
Recepção Transfer Trip REATOR
Atuação Tempo Zona 1 Trip Relé de Gás Reator 2.Grau
Transmissão Transfer Trip Temp Enrol 2.Grau
Atuação Tempo Zona 2 Chave Trip Sobretemperatura (43I)
Atuação Tempo Zona 3 Temp Óleo 2.Grau
Estado do Religamento automático
Recepção Desbloqueio ESTADO DAS CHAVES E DISJUNTOR
Bloqueio por Oscilação de Potência Seccionadora 34M3-4
Trip de Neutro Seccionadora 34M3-5
Falta Alimentação Circuito Fech e Abert Seccionadora 34M3-6
Seccionadora 34M3-7
Seccionadora 34E3-8
Disjuntor 14M3
39
Essas descrições dos pontos foram retiradas da própria base de dados
(PDS), sendo essas que aparecem no computador do operador da subestação.
Essas descrições são padronizadas pela CHESF, de forma que todo ponto de
supervisão tem um nome característico, que na maioria das vezes são auto-
descritivos, de forma a facilitar o trabalho dos operadores do sistema de controle
supervisório. Essa padronização e outras estão disponíveis em um documento
chamado de "Planilha de Supervisão" (ver Anexo A), na qual possui informações
importantes para a configuração da base de dados.
Como se observa, os pontos desta última tabela estão divididos em três
cores, na qual indicam:
PRETO Pontos que também estão na lista de pontos do RETROFIT.
VERMELHO Pontos que não estão na lista de pontos do RETROFIT.
AZUL Pontos que estão na lista de pontos do RETROFIT, mas estão divididos em duas unidades de proteção (UP1 e UP2).
Fazendo a comparação entre a tabela 4.1 e a tabela 4.2, podemos retirar os
novos pontos de supervisão que serão acrescentados à base de dados, assim como
os que podem ser removidos.
Contudo, alguns pontos da lista do RETROFIT são, de certa forma,
semelhantes aos pontos já existentes, o que seria mais coerente falar em
"substituição" de um ponto do que considerarmos pontos novos e pontos que serão
removidos. Para o melhor entendimento, temos o exemplo do ponto “Baixa Pressão
Sist. Acion. Ar Comp. 2.Grau” na tabela 4.2 (pontos existentes), só que na tabela 4.1
(do RETROFIT) temos esse mesmo ponto com o sistema de acionamento através
de óleo “BAIXA PRESSÃO SIST. ACIONAMENTO A ÓLEO 2º GRAU”, o que não se
caracterizaria um ponto novo no SAGE, mas apenas uma substituição no sistema de
acionamento do disjuntor do bay, que no caso acarretaria apenas em “mudança de
nomes” na base de dados do SAGE, podendo ser aproveitado o borne e a
identificação de comunicação deste ponto na UTR (atributo ORDEM do PDF).
Esse projeto de RETROFIT comporta duas unidades de proteção (UP1 e
UP2), e os pontos já existentes na base de dados, referentes à unidade de proteção,
são gerais. Para esse problema tem-se dois tipos de soluções. A primeira seria
considerar os pontos do RETROFIT novos, e os existentes seriam eliminados. A
40
segunda solução seria aproveitar os pontos existentes para uma das unidades de
proteção do projeto de RETROFIT, aproveitando-se o borne da UTR e a
identificação desse ponto no SAGE (atributo ORDEM do PDF). A segunda opção
pode ser mais conveniente, pois um ponto ligado a certo borne da UTR pode ser
substituído por outro, de função parecida, alterando-se apenas algumas descrições
na base de dados. Essa substituição pouparia certo trabalho na alteração da base
dados do SAGE, além de evitar o trabalho da redefinição dos bornes da UTR, sendo
viável em muitos casos.
Com relação aos pontos das chaves seccionadoras e do disjuntor, percebe-se
que no projeto existente, há apenas um ponto para as chaves e o disjuntor, isso
acontece porque esses pontos de controle são unificados dentro do SAGE através
de filtros, como já explicado anteriormente, havendo apenas um PDS
correspondente para cada chave e disjuntor, mas na aquisição da UTR os dois
estados das chaves e do disjuntor estão sendo supervisionados, o que significa dois
pontos na entidade PDF (Pontos Físicos). Em algumas filosofias de proteção,
apenas um estado desses pontos de controle são supervisionados, geralmente o
correspondente ao estado anormal de funcionamento da chave ou do disjuntor.
Normalmente, os pontos de controle (chaves seccionadoras e disjuntores)
não são alterados nesses projetos de RETROFIT, tendo em vista que são mantidos
os bornes da UTR do projeto existente. Quando deseja-se acrescentar o estado do
ponto de controle que não se está sendo supervisionado, ou quando o vão da
subestação não está atualizado com as padronizações mais recentes pré-
estabelecidas, esses pontos têm que sofrer alterações, inclusive as entidades CGS
e CGF, que tratam dos pontos de controle, também são alteradas para atualização
da padronização do disjuntor.
Mas, observou-se que para o projeto desta linha, os pontos de controle não
precisarão sofrer alterações, tendo em vista que eles já obedecem às últimas
padronizações estabelecidas pela planilha de supervisão da CHESF.
Dessa forma, os pontos existentes (tabela 4.2) que não fazem parte do
projeto de RETROFIT (tabela 4.1) e que não serão "substituídos" por pontos
semelhantes, serão eliminados da base de dados, podendo aproveitar-se o borne
livre da UTR que esse ponto eliminado deixará para qualquer outro ponto que será
41
adicionado. Depois dessas análises, conclui-se que os pontos de supervisão que
deverão ser adicionados à base de dados são os da tabela 4.3.
Tabela 4.3 - Pontos que serão adicionados à base de dados da SE-Banabuiú.
LINHA DE TRANSMISSÃO RECEPÇÃO PERMISSIVO
UP1 - PARTIDA 21 FASE A TRIP - ZONA 4
UP1 - PARTIDA 21 FASE B FECHAMENTO SOB FALTA
UP1 - PARTIDA 21 FASE C CARRIER - EM TESTE
UP1 - TRIP GERAL CARRIER - FALHA RX/TX
UP1 - TRIP 21 FASE CARRIER - FALHA
UP1 - EM TESTE RDP - FALHA GERAL
UP1 - DEFEITO INTERNO RDP - PARTIDA
UP1 - PROTEÇÃO DUTT/DTT FALHA TP/TC
UP2 - PARTIDA 21 FASE A DISJUNTOR DCP ABERTO
UP2 - PARTIDA 21 FASE B FALTA CC - PAINÉIS 8F /8R
UP2 - PARTIDA 21 FASE C DISJUNTOR
UP2 - TRIP GERAL BAIXA PRESSÃO DE SF6 1º GRAU
UP2 - TRIP 21 FASE BAIXA PRESSÃO DE SF6 2º GRAU
UP2 - EM TESTE BAIXA PRESSÃO SIST. ACIONAMENTO A ÓLEO 2º GRAU
UP2 - DEFEITO INTERNO SINALIZAÇÃO DISJUNTOR EM MANUTENÇÃO
UP2 - PROTEÇÃO DUTT/DTT SINALIZAÇÃO DE DEFEITO NA MOTOBOMBA
RELIGAMENTO DESATIVADO REATOR
RELIGAMENTO BLOQUEADO RELÉ DE ÓLEO 1º GRAU
FALHA DISJUNTOR 14M3 TEMPERATURA DO ENROLAMENTO 1º GRAU
DISPARO POR SOBRETENSÃO RELÉ DE GÁS 1º GRAU
TRANSMISSÃO PERMISSIVO DISPARO DA PROTEÇÃO INTRÍNSECA
Como dito anteriormente, alguns pontos da base dados antiga podem ser
aproveitados, principalmente por pontos considerados “semelhantes”. Portanto, a
tabela 4.4 mostra os pontos presentes na base dados que foram substituídos por
novos pontos.
Tabela 4.4 - Substituição dos pontos semelhantes na base dados do SAGE.
PONTOS ANTIGOS PONTOS NOVOS
Trip Geral Relé UP1 - TRIP GERAL
Trip Proteção Distância UP1 - TRIP 21 FASE
Partida Fase A UP1 - PARTIDA 21 FASE A
Partida Fase B UP1 - PARTIDA 21 FASE B
Partida Fase C UP1 - PARTIDA 21 FASE C
Recepção Desbloqueio RECEPÇÃO PERMISSIVO
Baixa Pressão Sist. Extinção SF6 1/2.Grau BAIXA PRESSÃO DE SF6 1º GRAU
Baixa Pressão Sist. Acion. Ar Comp. 2.Grau BAIXA PRESSÃO ÓLEO 2º GRAU
42
Como pode ser visto, os pontos antigos referentes à Unidade de Proteção
Geral foram substituídos pelos pontos da primeira Unidade de Proteção (UP1) do
projeto de RETROFIT, ocasionando apenas algumas mudanças na base de dados
do SAGE, na qual vai ser explicado posteriormente. Logo, os pontos da tabela 4.3
que não estiverem na tabela 4.4, terão que ser adicionados à base de dados.
A partir de agora, classificaremos os pontos de supervisão do projeto de
RETROFIT em três tipos, de forma a organizar o estudo da alteração da base de
dados, separados dessa forma:
a) Pontos que já estavam sendo supervisionados pelo SAGE e serão
mantidos na base de dados;
b) Pontos novos que serão adicionados à base de dados;
c) Pontos novos que substituirão pontos antigos da base de dados.
4.4 PASSO 2: ALTERAÇÃO DA BASE DE DADOS
Concluindo a primeira fase do projeto, que pode ser considerada uma das
mais trabalhosas, partimos para alteração da base dados existente, de forma a
acrescentar os pontos novos, alterar aqueles que serão substituídos e eliminar os
que não serão mais utilizados. Essas alterações na base de dados podem ser feitas
tanto no ambiente do SAGE quanto em outro ambiente, basta a utilização de um
software que tenha a capacidade de manipular arquivos de extensão .dat.
Para ficar bem claro, a base de dados do SAGE é extraída a partir de um
arquivo chamado “CNF”, na qual é composto de toda base de dados da subestação,
incluindo as suas entidades operacionais, as telas de operação do SAGE, os
arquivos de atualização, arquivos de simulação, entre vários outros.
Para esse projeto, constatou-se que os pontos que estão sendo
acrescentados não ocasionam alteração significativa nas telas do SAGE, pois trata-
se de um projeto simples de RETROFIT. Caso fosse um projeto para adicionar
algum equipamento na subestação, com certeza as telas do SAGE teriam que sofrer
alterações. Portanto, a alteração da base de dados do SAGE, para este projeto,
43
consistiu apenas na alteração dos arquivos .dat das entidades PDS, PDF e PDD.
Logo, todo o projeto é baseado na alteração desses 03 arquivos .dat.
Dessa forma, lembra-se que a alteração da base de dados do SAGE tem que
ser feita sempre tomando muito cuidado, pois pequenos erros irão ocasionar
problemas no passo seguinte, que trata-se da atualização (teste) da base de dados
no próprio sistema SAGE.
4.4.1 ALTERAÇÃO DA ENTIDADE PDF
Todos os atributos da entidade PDF (Pontos Digitais Físicos), assim como
das demais entidades que sofrerão alterações nesse projeto, foram explicados no
capítulo anterior. Neste momento, a abordagem será inteiramente prática, visando a
alteração da base no projeto. Dessa forma, na tabela 4.5 é mostrado mais um
exemplo da entidade PDF, agora destacando os dois registros de um ponto de
supervisão que é aquisitado da UTR e distribuído para o NÍVEL 3, mostrando-se
como é configurado o caminho físico de aquisição e distribuição dos pontos digitais.
Tabela 4.5 - Exemplos de registros na entidade PDF.
ID= BNB_ADNP_1_ASIM_295
ID= COR_DDNP_1_ASIM_295
KCONV= SQN
KCONV= SQN
NV2= BNB_ADNP_1_ASIM
NV2= COR_DDNP_1_ASIM
ORDEM= 295
ORDEM= 295
PNT= BNB:04M3:86:ATRB
PNT= BNB:04M3:86:ATRB_COR
TPPNT= PDS
TPPNT= PDD
Apesar de possuir poucos atributos, talvez a entidade PDF seja a que mais
demande atenção na alteração da base de dados, pois ela pode se interligar tanto
com o PDS, se a ligação física for de aquisição, como também pode se interligar
com o PDD, se a ligação física for de distribuição.
Dessa forma, percebe-se de logo que o PDF terá duas configurações (dois
registros) para um mesmo ponto digital de supervisão, uma para o ponto de
aquisição (PDS) e outra para o ponto de distribuição (PDD), caso o ponto seja
distribuído para o nível superior de supervisão, o que será considerado neste
projeto.
44
Assim, os atributos PNT e TPPNT são preenchidos como mostrado acima,
indicando se o ponto é de aquisição (PDS) ou distribuição (PDD) com o atributo
TPPNT, e o ID desse ponto nessas entidades citadas é preenchido no atributo PNT.
O preenchimento do atributo ORDEM depende da configuração da UTR, por
isso muitas vezes esse índice é selecionado em campo, de acordo com a
disponibilidade de bornes. Sendo assim, para os pontos novos da base de dados,
arbitra-se valores para esse atributo, desde de que o índice não esteja sendo
utilizado na base de dados por outro ponto digital. Por isso é importante levantar-se
previamente um intervalo de índices do atributo ORDEM que não estão sendo
utilizados.
É importante arbitrar o índice do atributo ORDEM para os pontos novos de
supervisão para se poder testar a consistência da base de dados. Lembrando que
em campo se terá o real valor para preenchimento de acordo com a configuração da
UTR, que geralmente é realizada por um profissional especializado. E geralmente, o
índice da ORDEM do ponto de aquisição (PDS) é mesma do ponto de distribuição
(PDD).
Para o atributo NV2 será utilizado o já existente na base de dados, e que
inclusive já estava sendo utilizado pelos antigos pontos da base. Lembrando que
existe um NV2 para aquisição e outro para distribuição.
A estrutura do ID é a composição do NV2 com a ORDEM do ponto digital,
sendo de simples preenchimento.
O atributo KCONV geralmente é utilizado em campo para alterar a ordem de
atuação do ponto de supervisão em razão de alguma adaptação, pois quando
preenchido com SQI (ordem inversa de ativação), o ponto digital será ativado no
SAGE quando apresentar "zero" lógico no entrada da UTR. Quando é utilizado SQN,
significa ordem normal de ativação do ponto digital, ou seja, o ponto é ativado com
"um" lógico.
a) Pontos que já estavam sendo supervisionados pelo SAGE e serão
mantidos na base de dados:
45
Os pontos remanescentes da base de dados irão sofrer alterações apenas se
estiverem desatualizados com relação às recentes padronizações estabelecidas
pela CHESF em sua "planilha de supervisão". Para esse projeto, esses pontos não
precisaram ser alterados, tendo em vista que esse bay estava atualizado com as
padronizações recentes.
Essas padronizações estão mais relacionadas com a entidade PDS, na qual
trata do ID do ponto digital, descrições, etc. Só que é importante notar que o PDF
está relacionado com o PDS através do ID de seus pontos. Por isso que qualquer
alteração na entidade PDS, ocasionará mudanças no PDF.
b) Pontos novos que serão adicionados à base de dados:
Para esses pontos não existe segredo, temos que adicionar todos os PDFs de
aquisição e distribuição de acordo com o exemplo mostrado. Geralmente as
entidades PDS e PDD são primeiramente editadas, para obtermos todos os IDs
necessários da entidade PDF, não sendo uma regra.
A única dúvida que pode-se gerar com relação aos pontos novos é sobre o
atributo ORDEM, na qual são arbitrados valores ainda não utilizados, como já foi
comentado anteriormente.
c) Pontos novos que substituirão pontos antigos da base de dados:
Com relação a esses pontos, todos as informações dos atributos são
aproveitadas, sendo apenas alterado o atributo PNT, que é justamente a
identificação (ID) do ponto PDS ou PDD, que será alterado porque esse ponto antigo
agora representará um novo ponto com ID diferente.
4.4.2 ALTERAÇÃO DA ENTIDADE PDD
A alteração da entidade PDD não apresenta grandes dificuldades. Pois o
terminal de distribuição (TDD) já está definido na base de dados, sendo utilizado o
mesmo para os pontos novos.
Observa-se que a estrutura do atributo ID da entidade PDD é a soma do
atributo PDS, que nada mais é do que o ID característico do ponto digital no SAGE,
com a terminação "_COR", não trazendo grandes dificuldades para o
46
preenchimento. Na tabela 4.6 é mostrado mais um registro para essa entidade com
uma descrição sucinta.
Tabela 4.6 - Descrição sucinta dos atributos da entidade PDD.
PDD
ID= BNB:04M3:86:ATRB_COR Identificador do ponto de distribuição.
PDS= BNB:04M3:86:ATRB Ponto digital (PDS) que será distribuído.
TDD= COR_TDD Terminal de distribuição que será utilizado.
a) Pontos que já estavam sendo supervisionados pelo SAGE e serão
mantidos na base de dados:
Esses pontos não sofrerão alterações, seguindo o mesmo raciocínio da
entidade PDF já explicada. Se os pontos de supervisão antigos estivessem
utilizando informações antigas comparando-se com as últimas atualizações da
planilha de supervisão da CHESF, esses pontos sofreriam alterações, o que não é o
caso para o projeto deste bay.
b) Pontos novos que serão adicionados à base de dados:
Para esses pontos, serão criados novos registros nesta entidade, sendo
utilizado o TDD dos pontos já existentes, que neste caso é o "COR_TDD". Os
atributos ID e PDS desta entidade são preenchidos de acordo com o ID do pontos
digital (PDS), seguindo o raciocínio já explicado acima.
c) Pontos novos que substituirão pontos antigos da base de dados:
Para pontos com essa característica, segue-se o mesmo raciocínio dos
pontos novos, só que para esses pontos aproveita-se o registro do ponto antigo que
será substituído, tomando-se sempre muito cuidado para não se misturar as
informações dos pontos antigos e dos pontos novos.
4.4.3 ALTERAÇÃO DA ENTIDADE PDS
Para a entidade PDS, grande parte das informações de configuração dos
seus atributos são padronizadas e disponibilizadas pela empresa responsável, que
neste caso é a CHESF, através da sua planilha de supervisão, e para esse projeto
foi utilizada a revisão "1L" (ver Anexo A). Assim, na tabela 4.7 é mostrado mais um
47
exemplo da entidade PDS com as funcionalidades dos seus atributos de forma
sucinta, e mais a frente será explicado as principais preocupações para alteração
dessa entidade no projeto. As marcações em vermelho serão explicadas
posteriormente.
Tabela 4.7 - Descrição sucinta dos atributos da entidade PDS.
PDS
ID= BNB:04M3:86:ATRB Identificação do ponto digital.
ALRIN= NAO Inibição do alarme no visor de alarmes.
CDINIC= NORMAL Ponto em varredura e não manual.
OCR= OCR_NOR_ADV01 Ocorrência associada do ponto.
STINI= A Estado normal de funcionamento do ponto.
STNOR= A Definição de cores em cada estado do ponto.
TPFIL= NLFL Tipo de filtro utilizado.
TAC= BNB TAC operacional associada.
TIPO= PTNI Tipo de ponto.
TCL= NLCL Tipo de cálculo utilizado.
NOME= Atuação Relé de Bloqueio Descrição do ponto.
Assim, primeiramente temos que associar os pontos de supervisão que serão
adicionados com a planilha de supervisão da CHESF, que já foi comentada
anteriormente. Essa planilha trás a maioria das informações para alteração da base
de dados do SAGE. Os atributos em vermelho destacados acima são todos
preenchidos de acordo com essa planilha.
A primeira informação que essa planilha nos trás é o ID característico para
cada ponto no SAGE. A figura 4.2 explica a estrutura adotada pela CHESF para os
IDs dos pontos de supervisão.
Figura 4.2 - Padrão CHESF de ID dos pontos de supervisão do SAGE.
Outra informação importante encontrada na planilha de supervisão é se o
ponto de supervisão aparecerá no visor de alarmes em caso de atuação (atributo
48
ALRIN), assim como a OCR característica de cada ponto. O tipo de ponto (atributo
TIPO) e a descrição (atributo NOME) para cada ponto no SAGE também são
encontrados nessa planilha.
Com todas as informações retiradas da planilha de supervisão, restam
apenas alguns atributos padrões, que geralmente recebem os mesmos
preenchimentos em todos os pontos de supervisão, podendo ser repetidos de
acordo com os pontos existentes da própria base de dados. Por exemplo: Os
atributos CDINIC, STINI, STNOR, TPFIL e TCL são padrões, sendo preenchidos da
mesma forma que o exemplo mostrado, exceto se houver algum tipo de filtro ou
cálculo associado ao ponto. Caso haja, os atributos TPFIL e TCL são preenchidos
com o nome do filtro ou cálculo que está sendo utilizado.
Com relação ao atributo TAC (Terminal de aquisição e controle), é utilizado o
terminal já existe para os pontos de supervisão da subestação, que geralmente são
nominados com a sigla da subestação, sendo neste caso é BNB (Banabuiú). Em
caso de dúvida, basta verificar o TAC utilizado pelos pontos já existentes, sendo
identificado no passo anterior, quando se extrai a base de dados do servidor do
SAGE.
a) Pontos que já estavam sendo supervisionados pelo SAGE e serão
mantidos na base de dados:
Segue-se o mesmo raciocínio das entidades PDF e PDD já explicadas. Como
o bay em questão estava atualizado com as mais recentes padronizações, os pontos
de supervisão antigos que se mantiveram na base de dados não sofreram
alterações.
b) Pontos novos que serão adicionados à base de dados:
Nos pontos que serão adicionados, todas as informações (preenchimento dos
atributos) terão que ser acrescentadas, aconselhando a adição desses pontos no
final do arquivo de texto .dat. Algumas dicas como esta serão comentadas a seguir,
para o melhor organização da alteração da base de dados.
c) Pontos novos que substituirão pontos antigos da base de dados:
49
Nos pontos que estavam associados à Unidade de Proteção geral e agora
serão substituídos por pontos da primeira Unidade de Proteção (UP1), assim como
os pontos que serão "substituídos" para aproveitamento do borne da UTR (definidos
na etapa anterior), apenas serão alterados alguns atributos da entidade PDS.
Para os pontos da Unidade de Proteção, é provável que a maior parte do ID
se mantenha, mudando apenas as siglas que representam os pontos (fazem parte
do ID), assim como o tipo de ocorrência (OCR) e a descrição característica. Neste
caso, o importante é verificar as semelhanças e diferenças de configuração que os
pontos antigos e novos compartilham. Sendo assim, não haverá problema na
configuração da base de dados.
Com relação aos pontos que serão substituídos que não serão relacionados
às unidades de proteção, pode-se escolher a eliminação do ponto antigo ou o
aproveitamento do espaço na base de dados deste ponto, para apenas mudar-se a
configuração dos atributos. Esse processo de substituição de pontos para
aproveitamento de borne da UTR é melhor visto na entidade PDF (atributo ORDEM),
na qual foi demonstrado anteriormente.
Com a base de dados efetivamente alterada, podemos fazer os testes de
consistência através do próprio SAGE, que identifica a maioria dos erros cometidos
durante a alteração. Lembrando que se a base não apresentar erros nas simulações
em escritório, não garante que em campo ocorra o mesmo. A seguir são mostradas
algumas sugestões para a bem sucedida alteração da base do SAGE.
4.5 SUGESTÕES PARA ALTERAÇÃO DA BASE DE DADOS
O primeiro passo importante é preservar um backup da base dados original
para qualquer problema que ocorra ou até mesmo para consulta. Esse backup
também servirá na implantação da base de dados na própria subestação, pois é
importante verificar se base que se desenvolveu o projeto é efetivamente a base de
dados que está rodando na subestação, tendo em vista que pode ocorrer alguma
alteração na base da subestação no período em que se desenvolve o projeto em
escritório.
50
A experiência prática demonstrou que a melhor ordem de alteração da base
de dados é essa: PDS, PDD e PDF. Sendo aplicável a projetos como este que foi
explicado em que apenas essas entidades foram alteradas.
Para efeito didático, na explanação do projeto foram considerados "pontos de
substituição", mas o que acontece na prática é a eliminação de todos os pontos da
base que não fazem parte do projeto de RETROFIT. O aproveitamento do índice do
atributo ORDEM da entidade PDF é realmente feito, principalmente com aqueles
casos das unidades de proteção citadas no projeto.
Para efeito de identificação, é importante colocar uma descrição que
caracterize o vão dos pontos que estamos adicionando no arquivo .dat (em forma de
comentário, para que o SAGE não enxergue essa informação), isso permite a fácil
identificação em futuras correções ou até em projetos de atualização.
Recomenda-se também a reunião dos pontos antigos com os pontos novos
do projeto no final do arquivo .dat, visando deixar os pontos deste vão mais
organizados, para futuras conferências, não sendo uma exigência.
Um conselho importante a se destacar e convém realizar antes da alteração
da base de dados, é a realização do teste da base de dados disponibilizada para o
projeto, pois em muitas ocasiões observam-se problemas com compatibilidade de
versões do SAGE. Isso significa que uma base de dados que funciona em uma
versão mais antiga do SAGE, pode não funcionar em uma versão mais nova.
Esse problema é frequentemente resolvido com a retirada de algumas
informações de atualização de software da base de dados disponibilizada, na qual
podem ser identificadas pelo gerenciador de base de dados (STI), que será
apresentado posteriormente. Esse procedimento é feito apenas para poder se fazer
as alterações na base e os devidos testes, pois este problema de compatibilidade
torna impossível a realização dos testes da nova base de dados. Lembrando que na
implementação em campo não se deve esquecer de retomar as informações da
base de dados que foram retiradas para resolver ao problemas de compatibilidade
de versão.
Observa-se claramente que a manipulação de uma base de dados não é
simples, principalmente se tratando de uma base de dados tão complexa como a do
51
SAGE, mas seguindo as recomendações apresentadas, as possibilidades de erros
diminuirão consideravelmente.
4.6 PASSO 3: TESTAR A NOVA BASE DE DADOS E CONSERTAR OS
POSSÍVEIS ERROS IDENTIFICADOS PELO SAGE
Feitas as devidas alterações na base de dados, é chegado o momento dos
testes, que é feito no próprio ambiente do SAGE em um computador comum com o
software instalado.
Em uma primeira experiência, é comum se cometer vários erros, mas o SAGE
possui um poderosa ferramenta para identificação de erros, que consegue detectar
cerca de 99% deles. Os erros que o SAGE não consegue identificar costumam ser
irrelevantes, como no caso de descrições dos pontos digitais, mas isso não
ocasionam erros nos principais objetivos.
A ferramenta utilizada para teste da consistência da base de dados é o STI
(Subsistema de Tratamento de Informação), disponível no próprio SAGE, e diversos
tipos de erros podem ser identificados. Na figura 4.3 mostra-se a interface desse
software. Quando geramos a base fria no ícone "Gerar base fria", os erros são
identificados na aba resultados.
Figura 4.3 - STI: Ferramenta do SAGE para teste da base de dados.
Com relação ao nosso projeto em específico, os erros mais comuns que
podem ser identificados são os de relacionamento, já que o modelo de base de
dados do SAGE é relacional. Isso pode acontecer por desatenção no momento da
52
configuração do relacionamento entre as entidades PDS, PDD e PDF, de acordo
com o que já foi explicado anteriormente. Qualquer caractere diferente nos IDs que
são usados nos relacionamentos gera erros, pois o programa precisa identificar os
pontos de supervisão relacionados entre essas três entidades, e a única forma com
que eles se relacionam é a partir dos seus IDs.
Na figura 4.4 é mostrado um tipo de erro identificado pelo STI do SAGE.
Percebe-se neste erro que o SAGE não consegue identificar um relacionamento das
entidades PDD e PDF com o PDS. Isso aconteceu porque, para esse pontos de
supervisão, no ID da entidade PDS foi colocado "BNB:04M3:00:CTPS" ao invés de
"BNB:04M3:00:CTSP". Por isso que o SAGE não conseguiu localizar o
relacionamento entre as entidades dos pontos digitais.
Figura 4.4 - Identificação de erros pelo STI do SAGE.
Outros tipos de erros em projetos com esse caráter mais comuns são: Não
reconhecimento de OCR do ponto digital, índice do atributo ORDEM da entidade
PDF usado em dois pontos de supervisão, falta de informações, preenchimento de
atributos com opções fixas com qualquer outro tipo de palavra/caractere, entre
outros erros.
É importante ressaltar também que uma base desenvolvida em escritório é
puramente de teste, tendo em vista que ela sofre muitas alterações em campo, por
adaptações necessárias ao longo da execução projeto. E também foi visto que
algumas considerações para testes de consistência da base precisam ser feitas,
sendo obtidas algumas informações importantes da base apenas em campo.
Os anexos B, C, D e E mostram as configurações das entidades PDS, PDF e
PDD para 4 pontos digitais do projeto apresentado, para o melhor entendimento de
tudo o que foi explicado até o presente momento.
53
5. IMPLEMENTAÇÃO EM CAMPO DE UMA BASE DE DADOS
5.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS
O desenvolvimento/alteração de uma base de dados pode ser feita
completamente em um escritório, e dependendo do software de comunicação
utilizado, é possível realizar inúmeros testes para se verificar a consistência.
Entretanto, a implantação efetiva dessa base de dados, na subestação, requer
certos procedimentos de segurança, assim como testes reais. Só assim podemos
confirmar a consistência de uma base de dados. Além de que pode haver alguns
problemas de comunicação e ativação de processos que precisam ser resolvidos.
Logo, como dito anteriormente, a base de dados desenvolvida em escritório é
puramente de teste, e ela pode sofrer inúmeras alterações em campo, por
adaptações necessárias ao longo da execução projeto. Além de que o mapeamento
da UTR (bornes utilizados) e do NÍVEL 3 geralmente são disponibilizados e
identificados em campo, sendo necessário fazer algumas considerações para a
realização dos testes de consistência da base de dados em escritório.
É necessário também ter em mente que para se alterar a base de dados do
controle supervisório de uma subestação é necessário deixar o seu sistema off-line,
ou seja, desligar a supervisão por um determinado tempo, que não pode ser muito,
principalmente no caso de subestação de transmissão que faz parte do sistema
interligado. Então, procedimentos de segurança têm que ser seguidos, deixando a
supervisão o menor tempo possível off-line, o que vai ser explanado neste capítulo.
Mesmo seguindo os procedimentos de segurança, situações adversas podem
acontecer na implantação em campo de uma base de dados, desde um "simples"
problema de reconhecimento de um pen drive nos servidores do SAGE no centro de
controle da subestação, até uma indisponibilidade de bornes na UTR. Todas essas
contingências precisam ser resolvidas da melhor maneira.
54
5.2 PROBLEMA DE INDISPONIBILIDADE DE BORNES NA UTR
Em muitos casos, no diagrama funcional do projeto de RETROFIT, que
mostra a interligação da UTR com os contatos dos pontos de supervisão, não
constam os bornes da UTR que serão conectados, considerando que eles serão
selecionados na execução do projeto. Mas, geralmente, novos pontos de supervisão
são adicionados, mesmo que alguns pontos que perdem a utilidade sejam
substituídos, o que pode resultar em falta de bornes disponíveis na UTR no
momento da implantação em campo.
Acontecendo isso, não se tem muitas alternativas. A solução é reduzir a
quantidade de pontos supervisionados no SAGE e no NÍVEL 3, o que é possível
realizar com algumas limitações. A primeira solução, e a menos viável, é a redução
efetiva dos pontos de supervisão de acordo com o nível de importância, o que pode
ir de encontro com as exigências do ONS. Outra alternativa muito utilizada é o
agrupamento de pontos que compartilham funções semelhantes. Na tabela 5.1 são
mostrados alguns pontos que podem ser agrupados, e inclusive fazem parte do
projeto analisado no capítulo anterior, para o vão de linha de transmissão 04M3 da
subestação de Banabuiú.
Tabela 5.1 - Agrupamento de pontos na UTR.
UP1 - PROTEÇÃO DUTT/DTT PROTEÇÃO DUTT/DTT
UP2 - PROTEÇÃO DUTT/DTT
UP1 - PARTIDA 21 FASE A
UP1 - PARTIDA FASES UP1 - PARTIDA 21 FASE B
UP1 - PARTIDA 21 FASE C
UP2 - PARTIDA 21 FASE A
UP2 - PARTIDA FASES UP2 - PARTIDA 21 FASE B
UP2 - PARTIDA 21 FASE C
UP1 - TRIP 21 FASE TRIP 21 FASE
UP2 - TRIP 21 FASE
Essa solução implica na alteração na base dados desenvolvida em escritório,
que se resume na retirada dos pontos que foram agrupados, e adicionar um único
ponto que representará o agrupamento de alguns pontos, alterando as entidades já
vistas (PDS, PDD e PDF), utilizando o mesmo procedimento descrito no capítulo
anterior. No caso da CHESF, na sua planilha de supervisão, que descreve como os
55
pontos devem ser adicionados ao SAGE, existe as duas opções, considerando com
ou sem agrupamento.
5.3 IMPLANTAÇÃO DA BASE NOS SERVIDORES
Nos projetos de RETROFIT que possuem esse caráter, de substituição da
tecnologia de proteção (relés eletromecânicos por relés digitais), a atualização da
base de dados da subestação geralmente é feita concomitantemente com a
instalação dos relés, painéis, fiações, cabeamentos, etc. Mas, diferente das
atividades referentes aos NÍVEIS 0 e 1, a atualização da base de dados interfere na
supervisão de todos os vãos da subestação, tendo em vista que o sistema de
controle supervisório precisa ser desativado para se implantar uma nova base,
mesmo que as alterações sejam apenas referentes ao vão de projeto. Por isso,
alguns procedimentos de segurança têm que ser considerados.
O primeiro procedimento feito na subestação em uma implantação da base de
dados do SAGE é a conferência da base que se esteve trabalhando ao longo do
projeto, ou seja, conferir se a base utilizada no projeto é realmente a que está
"rodando" na subestação. Para isso, pede-se autorização aos operadores para obter
acesso aos computadores do SAGE, e assim extrair a base de dados da
subestação. Comprovando que a base de dados utilizada no projeto é a base da
subestação, devemos obter o mapeamento da UTR e do nível 3. No caso da
CHESF, um funcionário responsável disponibiliza essa configuração. Daí se faz a
"complementação" da base como foi explicado no capítulo anterior, repetindo-se os
testes, para então a base ficar pronta para ser implantada.
Com a base de dados efetivamente pronta, basta carregar nos servidores e
IHMs da subestação, lembrando que a subestação não pode ficar off-line por muito
tempo, por isso alguns procedimentos de segurança têm que ser seguidos. Por
causa do pouco tempo para implantação da base de dados, não se admite grandes
erros.
O layout de operação do SAGE, padronizado pela CHESF, geralmente são
dois servidores rodando os principais processos da subestação e uma IHM com
alguns processos. Levando em conta esse modelo, o procedimento mais coerente
56
para atualização da base de dados de uma subestação, que garante que o sistema
não fique off-line por muito tempo em caso de erros, é o seguinte:
1. Fazer um backup da base que está em operação (dos 03 computadores);
2. Desativar (deixar off-line) um dos servidores;
3. Fazer um último teste de consistência da base de dados no próprio
servidor que foi desativado. Em caso de erros, a base tem que ser revista,
e é conveniente que o servidor desativado volte a operar com a base
antiga.
4. Não encontrando erros no item 3, desativa-se (deixar off-line) os outros
dois computadores. Esse momento é o mais crítico, pois a supervisão da
subestação é desativada completamente.
5. Ativar (deixar on-line) a base de dados do projeto nos três computadores.
6. Verificar se todos os processos do SAGE estão sendo executados por
pelo menos 15 minutos, para garantir que nenhum processo foi perdido.
Também é verificado se está havendo comunicação com a UTR
É importante ressaltar que se tratando do sistema de transmissão da CHESF,
qualquer intervenção no sistema de controle supervisório tem que ser autorizada,
inclusive pelo NÍVEL 3. A figura 5.1 representa a tela de processos do SAGE.
Figura 5.1 - Visor de processos de SAGE.
57
5.4 REALIZAÇÃO DOS TESTES EM CAMPO
Logo após a implantação da base, como dito anteriormente, os primeiros
testes a serem feitos são: A verificação se todos os processos do SAGE estão
rodando, se há comunicação com a UTR, se as telas estão reconhecendo os
equipamentos na base de dados .
Com todos os processos do SAGE rodando, podem-se iniciar os testes “ponto
a ponto”, para se verificar a atuação dos pontos de supervisão no sistema de
controle supervisório, e podem ser feito de duas maneiras: Direto da UTR, ou da
entrada do relé digital. O teste da entrada do relé acaba testando também toda a
fiação do projeto de proteção, sendo mais consistente, mas para verificar a
consistência do SAGE, basta testar a partir dos bornes da UTR, aplicando-se
tensões, simulando a atuação de um ponto de supervisão (envio de sinal do relé
digital ou outros equipamentos).
Em termos da transmissora CHESF, duas telas são utilizadas para
visualização da atuação dos pontos de supervisão, o "visor de logs" (geralmente
mostra todos os eventos) e o visor de alarmes (pontos pré-estabelecidos são
selecionados para serem mostrados de acordo com o nível de importância). A
atuação desses pontos nessas duas telas é determinada na entidade PDS,
explicado no capítulo anterior. Para atuação de cada ponto no SAGE são verificados
alguns padrões estabelecidos pela CHESF, pontuados a seguir:
Tipo de alarme acionado (sonorização emitida);
Coloração da atuação dos pontos de supervisão (de acordo com o
nível de severidade de cada ponto);
Descrições (existem padronizações que devem ser seguidas para
uniformizar e facilitar o trabalho dos operadores);
Ordem de atuação (verifica-se se a ordem de atuação está correta ou
invertida, ou seja, se com a aplicação de potencial do borne da UTR, o
evento é ativado ou desativado, sendo também ajustado na entidade
PDF, visto no capítulo anterior).
58
Além dos testes dos pontos de supervisão, é necessário também testar os
pontos de controle (disjuntor e chaves seccionadoras), executando os comandos de
abertura e fechamento do próprio SAGE, verificando a devida atuação dos
equipamentos na própria aquisição desses pontos e no visor de telas, tendo em vista
que esses pontos são tanto de supervisão quanto de controle. Então, um comando
de abertura do disjuntor, por exemplo, é executado no SAGE ou na própria chave do
painel de comando da subestação, assim o disjuntor é aberto, e é verificado a
mudança de posição na tela do SAGE e a ocorrência nos visores de supervisão
(alarme e log).
Um problema comum encontrado nos testes dos pontos de controle é a
inversão dos estados do pontos, ou seja, o estado do disjuntor e da chave mostrado
no sistema de controle supervisório (SAGE) não corresponde com o que realmente
está acontecendo no pátio. Esses problemas são resolvidos na entidade PDF
(atributo KCONV), no qual foi explicado no capítulo anterior.
Dessa forma, verifica-se que nesses últimos testes, após a implantação da
base na subestação, ainda são identificados problemas na base de dados, que
geralmente são resolvidos nos próprios computadores da subestação (se forem
pequenos problemas), após o teste (conferência) de todos os pontos de supervisão
e controle previstos na lista.
As figuras 5.2 e 5.3 mostram os visores (logs, alarmes) onde é verificada a
consistência dos pontos de supervisão nos testes realizados em campo. Além da
exemplificação de um visor de telas, figura 5.4, onde é verificada a consistência dos
pontos de controle (disjuntor e chaves seccionadores).
Figura 5.2 - Visor de logs do SAGE.
59
Figura 5.3 - Visor de alarmes do SAGE.
Figura 5.4 - Visor de telas do SAGE (subestação Banabuiú da CHESF).
60
6. CONCLUSÃO
Esse trabalho apresentou uma proposta para alteração da base de dados do
SAGE (Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia), com o principal objetivo de
acrescentar e eliminar pontos digitais de supervisão, o que tem sido muito comum
atualmente com a substituição dos antigos relés eletromecânicos pelos modernos
relés digitais (IEDs) nas subestações de transmissão do Brasil.
Assim, foi exposto primeiramente como é a filosofia do modelo de supervisão
e controle do setor elétrico brasileiro, com sua divisão em níveis hierárquicos. Para
assim ser explorado o nível de supervisão das subestações (NÍVEL 2). Também foi
exposto quais os principais pontos digitais que costumam ser supervisionados,
principalmente por um bay de linha de transmissão.
A respeito do SAGE, resumidamente foi esclarecido suas principais
características e funcionalidades, mostrando todas as vantagens que esse sistema
trouxe ao setor elétrico, destacando a capacidade de integrar plataformas de
hardware e software diferentes, além da possibilidade de integração entre todos os
níveis de supervisão do setor elétrico, centralizando e unificando as informações do
SEP. Também foi detalhado as entidades dos ponto digitais de supervisão e controle
(PDS, PDF e PDD), mostrando-se as funcionalidades dos seus atributos, assim
como alternativas para configuração, baseado no protocolo de comunicação DNP
V3.0, que foi o protocolo utilizado no projeto de exemplificação, foco deste
documento.
Com as entidades dos pontos digitais bem esclarecidas, partiu-se para o foco
deste documento, que foi a alteração da base de dados do SAGE em um projeto de
RETROFIT das proteções de um bay de linha de transmissão de 230 kV da CHESF.
Então, foi mostrado como configurar as entidades dos pontos digitais, visando incluir
e retirar pontos de supervisão.
Dessa forma, a configuração da base de dados foi dividida em três etapas,
visando uma melhor organização das ações, assim como algumas sugestões de
configuração foram dadas, para se evitar erros, pois o SAGE não admite-os,
principalmente erros de relacionamento entre as entidades, na qual também foi
61
demonstrado como o SAGE faz a apuração dessas irregularidades, através da
ferramenta "STI - Manutenção da base de dados do SAGE".
Para finalizar, foi exposto como acontece a alteração efetiva de uma base de
dados em uma subestação, mostrando-se algumas situações adversas que são
encontradas e como solucioná-las. Alguns procedimentos também foram
demonstrados, visando garantir a segurança e o menor tempo possível fora de
operação quando deseja-se atualizar a base de dados de uma subestação operando
em tempo real.
Com o exposto, pode-se concluir que o detalhamento desse projeto foi
bastante útil para o esclarecimento do que acontece com a base de dados do SAGE,
quando se deseja alterar configurações referentes aos pontos digitais (incluir, retirar
e substituir). Principalmente porque, com já explicado, esse procedimento tem se
tornado muito comum nas subestações do SEP, não havendo profissionais
capacitados suficientes para atender a essa demanda.
E como se observou, não trata-se de um projeto que exige grande
conhecimento técnico, podendo-se ser compreendido e executado com um tempo
relativamente pequeno de treinamento, sempre lembrando que a base do SAGE
comporta uma enormidade de informações, exigindo-se grande experiência com o
software para um entendimento mais profundo.
Além disso, o conhecimento apresentado também dá margem para a
realização de inúmeras alterações na base dados do SAGE, principalmente com
relação aos pontos digitais, bastando o entendimento de como os pontos físicos de
supervisão, ativados pelos relés auxiliares na entrada da UTR, se relacionam com
as entidades do SAGE, assim como o entendimento de como as entidades se
relacionam entre si.
Dessa forma, almeja-se futuramente o desenvolvimento de novas propostas
para alteração da base de dados do SAGE, contemplando-se outros protocolos de
comunicação, principalmente os mais modernos, como o IEC 61850, na qual tem
sido muito utilizado recentemente, principalmente com a implementação de relés
digitais para proteção do SEP.
62
7. ANEXOS
7.1 ANEXO A: PLANILHA DE SUPERVISÃO DA CHESF - NÍVEL 2
(DEMONSTRATIVO)
CHESF - NÍVEL 2
ID (
SA
GE
)
OC
R (
SA
GE
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DE
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PDS
ZZZ:0XBY:[F1/F2]:PDFA OCR_NOR_IPU01 Trip Relé Diferencial 87 Fase A
PTIP X X X
ZZZ:0XBY:87B:PDFA OCR_NOR_IPU01 Trip Relé Diferencial 87 Fase A
PTIP X X
ZZZ:0XBY:[F1/F2]:PDFB OCR_NOR_IPU01 Trip Relé Diferencial 87 Fase B
PTIP X X X
ZZZ:0XBY:87B:PDFB OCR_NOR_IPU01 Trip Relé Diferencial 87 Fase B
PTIP X X
ZZZ:0XBY:[F1/F2]:PDFC OCR_NOR_IPU01 Trip Relé Diferencial 87 Fase C
PTIP X X X
ZZZ:0XBY:87B:PDFC OCR_NOR_IPU01 Trip Relé Diferencial 87 Fase C
PTIP X X
ZZZ:0XBY:[F1/F2]:PDIF OCR_NOR_IPU01 Trip Relé Diferencial
PTIP X X X X
ZZZ:0XBY:87B:PDIF OCR_NOR_IPU01 Trip Relé Diferencial
PTIP X X X
ZZZ:0XBY:59:SOBT OCR_NOR_URG01 Trip SobreTensão
PTNI X X X
ZZZ:0XBY:59R:SOTR OCR_NOR_URG01 Trip SobreTensão Residual
PTNI X X X
63
7.2 ANEXO B: CONFIGURAÇÃO DE UM PONTO DIGITAL DE SUPERVISÃO DA
LINHA DE TRANSMISSÃO: TRIP - ZONA 1
Entidade PDS (01 Registro): PDS ID= BNB:04M3:21:PDPZ ALRIN= NAO CDINIC= NORMAL OCR= OCR_NOR_URG01 STINI= A STNOR= A TPEQP= TPFIL= NLFL EQP= TAC= BNB TIPO= PTNI TCL= NLCL NOME= Atuação Tempo Zona 1 Entidade PDF (02 Registros): PDF ID= BNB_ADNP_1_ASIM_311 KCONV= SQN NV2= BNB_ADNP_1_ASIM ORDEM= 311 PNT= BNB:04M3:21:PDPZ TPPNT= PDS PDF ID= COR_DDNP_1_ASIM_311 KCONV= SQN NV2= COR_DDNP_1_ASIM ORDEM= 311 PNT= BNB:04M3:21:PDPZ_COR TPPNT= PDD Entidade PDD (01 Registro): PDD ID= BNB:04M3:21:PDPZ_COR PDS= BNB:04M3:21:PDPZ TDD= COR_TDD
64
7.3 ANEXO C: CONFIGURAÇÃO DE UM PONTO DIGITAL DE SUPERVISÃO DO
DISJUNTOR: BAIXA PRESSÃO DE SF6 1º GRAU
Entidade PDS (01 Registro): PDS ID= BNB:14M3:00:PBSP ALRIN= NAO CDINIC= NORMAL OCR= OCR_NOR_ADV01 STINI= A STNOR= A TPEQP= TPFIL= NLFL EQP= TAC= BNB TIPO= PTNI TCL= NLCL NOME= Baixa Pressão Sist. Extinção SF6 1.Grau Entidade PDF (02 Registros): PDF ID= BNB_ADNP_1_ASIM_321 KCONV= SQN NV2= BNB_ADNP_1_ASIM ORDEM= 321 PNT= BNB:14M3:00:PBSP TPPNT= PDS PDF ID= COR_DDNP_1_ASIM_321 KCONV= SQN NV2= COR_DDNP_1_ASIM ORDEM= 321 PNT= BNB:14M3:00:PBSP_COR TPPNT= PDD Entidade PDD (01 Registro): PDD ID= BNB:14M3:00:PBSP_COR PDS= BNB:14M3:00:PBSP TDD= COR_TDD
65
7.4 ANEXO D: CONFIGURAÇÃO DE UM PONTO DIGITAL DE SUPERVISÃO DO
REATOR: RELÉ DE GÁS 1º GRAU
Entidade PDS (01 Registro): PDS ID= BNB:04E3:63:ARGP ALRIN= NAO CDINIC= NORMAL OCR= OCR_NOR_ADV01 STINI= A STNOR= A TPEQP= TPFIL= NLFL EQP= TAC= BNB TIPO= PTNI TCL= NLCL NOME= Relé de Gás Reator 1.Grau Entidade PDF (02 Registros): PDF ID= BNB_ADNP_1_ASIM_306 KCONV= SQN NV2= BNB_ADNP_1_ASIM ORDEM= 306 PNT= BNB:04E3:63:ARGP TPPNT= PDS PDF ID= COR_DDNP_1_ASIM_306 KCONV= SQN NV2= COR_DDNP_1_ASIM ORDEM= 306 PNT= BNB:04E3:63:ARGP_COR TPPNT= PDD Entidade PDD (01 Registro): PDD ID= BNB:04E3:63:ARGP_COR PDS= BNB:04E3:63:ARGP TDD= COR_TDD
66
7.5 ANEXO E: CONFIGURAÇÃO DE UM PONTO DIGITAL DE CONTROLE DO
BAY: CHAVE SECCIONADORA 34M3-4
Entidade PDS (01 Registro): PDS ID= BNB:34M3-4:89 ALRIN= NAO CDINIC= NORMAL OCR= OCR_CHA_ADV01 STINI= A STNOR= A TPEQP= TPFIL= FIL1 EQP= TAC= BNB_FIL TIPO= CHAVE TCL= NLCL NOME= Seccionadora 34M3-4 Entidade PDF (03 Registros): PDF ID= BNB_ADNP_1_ASIM_323 KCONV= SQN NV2= BNB_ADNP_1_ASIM ORDEM= 323 PNT= BNB:34M3-4:89 TPPNT= PDS PDF ID= BNB_ADNP_1_ASIM_324 KCONV= SQN NV2= BNB_ADNP_1_ASIM ORDEM= 324 PNT= BNB:34M3-4:89 TPPNT= PDS PDF ID= COR_DDNP_1_ASIM_323 KCONV= SQN NV2= COR_DDNP_1_ASIM ORDEM= 323 PNT= BNB:34M3-4:89_COR TPPNT= PDD Entidade PDD (01 Registro): PDD ID= BNB:34M3-4:89_COR PDS= BNB:34M3-4:89 TDD= COR_TDD
67
7.6 ANEXO F: ARQUITETURA DE COMUNICAÇÃO DA SE BANABUIÚ
68
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] CEPEL. Manual de configuração SAGE SCADA. Rio de Janeiro, 2011. Apostila.
[2] CEPEL. Configuração para UTRs com protocolo DNP V3.0. Rio de Janeiro, 2012.
Apostila.
[3] CEPEL. Base fonte do SAGE, descrição dos campos das tabelas. Rio de Janeiro,
2011. Apostila.
[4] CEPEL. SAGE - Sistemas SCADA / EMS: Visão geral. Rio de Janeiro. Apostila.
[5] PEREIRA, R. M.; SPRITZER, I. M. P. A. Automação e digitalização em
subestações de energia elétrica: Um estudo de caso. Gestão Industrial, Rio de
Janeiro, Dezembro de 2007. Disponível em http://revistas.utfpr.edu.br/pg/index.
php/revistagi/article/download/51/48. Acesso em 15 de maio de 2014.
[6] CAMINHA, A. C. Introdução à Proteção de Sistemas Elétricos. 7. ed. São Paulo:
Editora Edgard Blucher Ltda, 1977.
[7] KINDERMANN, G. Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. 3. ed.
Florianópolis: Edição do autor, 2012.
[8] ALMEIDA, C. E. L. Sistema para gerenciamento da base de dados do SAGE. Rio
de Janeiro, 2009. Monografia (Graduação em engenharia elétrica) - Escola
politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro.
[9] MELLO, N. F. B. Automação digital de subestações de energia elétrica. Rio de
Janeiro, 2006. Monografia (Graduação em engenharia elétrica) - Escola politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro.
[10] OLIVEIRA, C. A. Desenvolvimento de um protocolo de comunicação para
automação de subestações móveis via satélite. Natal, 2005. Dissertação (Mestrado
em Engenharia Elétrica) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte.