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ANÁLISE DA LÓGICA DE CONTROLE E SUPERVISÃO DOS

EQUIPAMENTOS DE MANOBRA DA SUBESTAÇÃO DE BARRO ALTO

Marcus Vinicius Rocha Fernandes

Projeto de Graduação apresentado ao Curso

de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientador: Sebastião Ércules Melo de

Oliveira

Rio de Janeiro

Setembro de 2017




PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO

CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA

DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE

DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE

ENGENHEIRO ELETRICISTA.

Examinado por:

Prof. Sebastião Ércules Melo de Oliveira, D.Sc

Prof. Oumar Diene, D.Sc.

Prof. Sergio Sami Hazan, Ph.D

RIO DE JANEIRO, RJ � BRASIL

SETEMBRO DE 2017

Vinicius Rocha Fernandes, Marcus

Análise da lógica de controle e supervisão dos

equipamentos de manobra da subestação de Barro

Alto/Marcus Vinicius Rocha Fernandes. � Rio de Janeiro:

UFRJ/ Escola Politécnica, 2017.

XVIII, 122 p.: il.; 29, 7cm.

Orientador: Sebastião Ércules Melo de Oliveira

Projeto de Graduação � UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Elétrica, 2017.

Referências Bibliográ�cas: p. 109 � 110.

1. Subestação. 2. Lógica. 3. Controle e Supervisão.

I. Ércules Melo de Oliveira, Sebastião. II. Universidade

Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de

Engenharia Elétrica. III. Título.

iii

À minha avó eu dedico esse

trabalho...

iv

Agradecimentos

Primeiramente quero agradecer aos meus familiares que me deram suporte e apoio

para chegar onde cheguei. Acredito que cada conquista que obtenho é fruto de um

trabalho em grupo meu e das pessoas que me cercam, e sem dúvida vocês fazem

parte disso. Amo todos vocês: Marcos José Fernandes, Biancha Mamede, Lourival

Arruda, Michel Mamede, Thiago Mamede, Matheus Arruda, Thiago Arruda, An-

dreia Arruda, Marcela Arruda, Pedro Arruda, Belarmina Fernandes (que me ilumina

lá de cima) e José Paulo.

À minha avó Maria Apparecida, por tudo que fez por mim e a quem tenho um

carinho especial. Se sou o homem que sou hoje e conquistei tudo que conquistei

devo muito a ela.

Aos meus colegas de faculdade por conta da amizade e solidariedade nessa grande

etapa das nossas vidas.

Aos grandes amigos que a UFRJ me proporcionou e que os levo como irmãos:

Matheus Malafaia, Tarcísio Fagundes, Vinicius Vedovi, Raphael Barbosa, Laura

Santa Rosa e Guilherme Guimarães. Obrigado por tornar a minha caminhada mais

fácil.

A todos os professores com quem tive o prazer de ter aula na UFRJ e que contri-

buirão para meu crescimento pessoal e pro�ssional em especial para meu orientador

Sebastião Oliveira.

Ao meu amigo e companheiro de trabalho Rodrigo Leonel pelo incentivo e ajuda

com o conteúdo que tornou possível a conclusão deste trabalho.

A essa força que nos move que chamo de Deus, mas mais que o nome, é a

importância de seguir em frente e sempre praticando o bem.

v

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como

parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.




Setembro/2017

Orientador: Sebastião Ércules Melo de Oliveira

Curso: Engenharia Elétrica

Apresenta-se, neste trabalho, resultados de um estudo detalhado sobre a lógica

para controle e supervisão da operação de uma Subestação Elétrica.

São focalizados alguns equipamentos e dispositivos de campo utilizados que pos-

suem um papel importante no controle de uma subestação. As diferentes con�-

gurações existentes de subestações são apresentadas, e em seguida introduzimos e

explicamos a lógica implementada nas UACs que realizam o controle e supervisão

de linhas, reatores, compensadores estáticos, banco de capacitores e outros equipa-

mentos.

vi

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial ful�llment

of the requirements for the degree of Engineer.

ELABORATION OF THE LOGIC OF THE UACS FOR CONTROL AND

SUPERVISION OF THE SWITCHING EQUIPMENT OF A POWER

SUBSTATION


September/2017

Advisor: Sebastião Ércules Melo de Oliveira

Course: Electrical Engineering

In this work, results of a detailed study on the control and supervision logic of

an Electric Substation are presented.

We report on some common used �eld devices and equipment that play an impor-

tant role in controlling a substation. We discuss the di�erent existing con�gurations

of substations, in order to introduce and explain the logic implemented in the UACs

that perform the control and supervision of lines, reactors, static compensators,

capacitor bank and other equipments.

vii

Sumário

Lista de Figuras xii

Lista de Tabelas xvi

Lista de Abreviaturas xvii

1 Introdução 1

1.1 Estrutura do trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

2 Equipamentos e dispositivos utilizados para o controle, supervisão

e medição de uma subestação 6

2.1 Transformador de corrente (TC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.2 Transformador de potencial (TP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2.3 Intelligent Electronic Devices (IEDs) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.3.1 Unidades de Proteção Digital (UPDs) . . . . . . . . . . . . . . 10

2.3.2 Registrador Digital de Perturbações (RDP) . . . . . . . . . . 11

2.3.3 Unidades de Aquisição e Controle (UACs) . . . . . . . . . . . 11

2.3.3.1 DIGSI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2.3.3.1.1 Grá�co de Função Contínua

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.4 Equipamentos Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.4.1 Relés Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.4.1.1 Relés de Potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

2.4.1.2 Relés de Bloqueio (86) . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

2.4.2 Giga de Teste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

2.5 Switch . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

2.5.1 VLAN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.5.2 Topologias da rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

2.5.2.1 Árvore redundante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2.5.2.2 Anel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2.6 Comunicação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

2.7 IHM - Interface Homem-Máquina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

viii

2.8 Dispositivos de campo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

2.8.1 Disjuntor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

2.8.2 Seccionadora . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2.8.3 Banco de capacitores e Reatores . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2.8.4 Compensador Estático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

3 Diferentes arranjos de subestações e um comparativo entre eles 34

3.1 Barramento Simples . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

3.2 Barramento Principal e Auxiliar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

3.3 Barramento Duplo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

3.3.1 Barramento duplo a quatro chaves . . . . . . . . . . . . . . . 36

3.3.2 Barramento duplo a cinco chaves . . . . . . . . . . . . . . . . 37

3.3.3 Barramento duplo com 1 disjuntor e meio . . . . . . . . . . . 37

3.3.4 Barramento duplo com 2 disjuntores . . . . . . . . . . . . . . 37

3.4 Barramento em Anel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.5 Comparativo entre as possíveis con�gurações de subestações . . . . . 39

4 Introdução da álgebra booleana utilizada para elaboração das lógi-

cas das UACs 41

4.1 De�nição da álgebra booleana utilizada na lógica de controle de uma

subestação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

4.1.1 Operações básicas da álgebra booleana . . . . . . . . . . . . . 42

4.1.1.1 Operação E (Multiplicação Lógica) . . . . . . . . . . 42

4.1.1.2 Operação OU (Adição Lógica) . . . . . . . . . . . . . 42

4.1.1.3 Operação Complementação (Negação ou Inversão

Lógica) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

4.1.2 Portas lógicas e suas respectivas tabelas verdade . . . . . . . . 43

4.1.2.1 Porta E . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

4.1.2.2 Porta OU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

4.1.2.3 Porta NÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

4.1.3 Outros blocos de funções . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.1.3.1 Temporizadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.1.3.2 Flip-Flop SR (SET-RESET) . . . . . . . . . . . . . . 46

4.1.3.3 Rtrig . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.1.3.4 LIM-ALRM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

5 Avaliação da lógica dos dispositivos de manobra do setor de 230kV

da subestação de Barro Alto 48

5.1 Análise da lógica do vão da linha Niquelândia do setor de 230kV . . . 48

5.1.1 Lógica de supervisão da UAC . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

ix

5.1.2 Lógica de estados da seccionadora 7521 . . . . . . . . . . . . . 49

5.1.3 Lógica de estados do disjuntor 7528 . . . . . . . . . . . . . . . 51

5.1.4 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7521 . . 53

5.1.5 Lógica de abertura e fechamento da seccionadora 7521 . . . . 55




5.1.9 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7520T . 63

5.1.10 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 7528 . . . . 63

5.1.11 Lógica de abertura e fechamento do disjuntor 7528 . . . . . . 67

5.1.12 Seleção chave 43 NT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

5.1.13 Habilitar/Desabilitar religamento da linha Niquelândia 230kV 70

5.1.14 Lógica de Veri�cação do Sincronismo 25 (Relé de proteção) . . 70

5.2 Análise da lógica do vão do Reator do setor de 230kV . . . . . . . . . 73

5.2.1 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7117R . 75

5.2.2 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7119R . 75

5.2.3 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 7118R . . . 75

5.2.4 Lógica rearme de bloqueio e seleção de comando - RT01 . . . 78

5.3 Análise da lógica do vão do Banco de Capacitores do setor de 230kV . 78

5.3.1 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7015C . 81

5.3.2 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7010T . 82

5.3.3 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 7018C . . . 82

5.3.4 Lógica rearme de bloqueio e seleção de comando - BC01 . . . 86

5.4 Análise da lógica do vão do Compensador Estático do setor de 230kV 86

5.4.1 Análise da lógica do lado de alta (230kV) do transformador

do compensador estático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86

5.4.1.1 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 748 88

5.4.1.2 Lógica rearme de bloqueio e seleção de comando -

TRCE01 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

5.5 Análise da lógica do vão do Transformador do setor de 230kV . . . . 90

5.5.1 Análise da lógica do lado de alta (230kV) do vão do transfor-

mador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

5.5.1.1 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 718 92

5.5.1.2 Lógica de rearme relé de bloqueio 86TP e 86TA . . . 93

5.5.1.3 Comandos TR01A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

5.6 Análise da lógica do vão do Amarre do setor de 230kV . . . . . . . . 96



5.6.3 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 708 . . . . 99

x

5.6.4 Lógica de rearmes relés de bloqueio 86diferencial e 86BF da

barra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103

6 Conclusões 108

Referências Bibliográ�cas 109

A Diagrama Uni�lar da Subestação de Barro Alto 111

B Planta geral da subestação de Barro Alto 115

C Planta do setor de 230kV da subestação de Barro Alto 117

D Tabela ANSI - Proteção 119

xi

Lista de Figuras

2.1 IED da família SIPROTEC 5 da Siemens [1]. . . . . . . . . . . . . . . 9

2.2 Funcionalidades do dispositivo SIPROTEC 5 [1]. . . . . . . . . . . . . 10

2.3 Tela inicial de interface do usuário no software DIGSI. . . . . . . . . 13

2.4 Árvore do projeto [2]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.5 Biblioteca referente as operações lógicas utilizadas para a construção

das lógicas de intertravamento e fechamento/abertura das secciona-

doras e disjuntores de um projeto de SPCS. . . . . . . . . . . . . . . 16

2.6 Lógica de fechamento/abertura de uma seccionadora referente ao pro-

jeto de SPCS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

2.7 Lógica de fechamento/abertura de um disjuntor referente ao projeto

de SPCS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.8 Layout da seção do controle de �uxo do software de parametrização

DIGSI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.9 Layout do catálogo de sinais para a construção das lógicas das UACs. 18

2.10 Painel utilizado para montagem das UACs, relés auxiliares, mini-

disjuntores e bornes [3]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.11 Relé auxiliar do fabricante Amra/ICR [4]. . . . . . . . . . . . . . . . 20

2.12 Giga de teste utilizada no comissionamento de painéis do projeto de

SPCS [5]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

2.13 Vista frontal e superior do switch T1000 da Reason [6]. . . . . . . . . 23

2.14 Topologias em anel e estrela simples [7]. . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2.15 Possibilidades de conexão da con�guração em anel no modo switched

ou failover [7]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2.16 Topologia em árvore redundante [7]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2.17 Topologia em anel [7]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2.18 Comunicação feita antes da norma IEC 61850 [8]. . . . . . . . . . . . 28

2.19 Comunicação feita depois da norma IEC 61850. . . . . . . . . . . . . 28

2.20 Disjuntor de alta tensão utilizado em subestação [9]. . . . . . . . . . . 30

2.21 Chave seccionadora utilizada em subestações [10]. . . . . . . . . . . . 32

xii

2.22 Banco de Capacitores utilizados para controle da potência reativa e

tensão do sistema elétrico [11]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

2.23 Compensador estático de reativos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

3.1 Con�guração de barramento simples com seccionamento e sem secci-

onamento [12]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

3.2 Con�guração de barramento principal e auxiliar [12]. . . . . . . . . . 36

3.3 Con�guração de barramento duplo a quatro chaves. . . . . . . . . . . 36

3.4 Con�guração de barramento duplo a cinco chaves. . . . . . . . . . . . 37

3.5 Con�guração de barramento duplo com 1 disjuntor e meio. . . . . . . 38

3.6 Con�guração de barramento duplo com 2 disjuntores. . . . . . . . . . 38

3.7 Con�guração de barramento em anel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

4.1 Simbologia tradicional da porta lógica E. . . . . . . . . . . . . . . . . 43

4.2 Simbologia de�nida pela norma IEEE/ANSI da porta lógica E. . . . . 44

4.3 Simbologia tradicional da porta lógica OU. . . . . . . . . . . . . . . . 44

4.4 Simbologia de�nida pela norma IEEE/ANSI da porta lógica OU. . . . 44

4.5 Simbologia tradicional da porta lógica NÃO. . . . . . . . . . . . . . . 45

4.6 Simbologia das portas lógicas E e OU com suas entradas negadas. . . 45

4.7 Bloco lógico dos temporizadores [13]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.8 Circuito do Flip-Flop SR [14]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.9 Bloco lógico da função Rtrig [13]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

4.10 Bloco lógico da função LIM-ALRM [13]. . . . . . . . . . . . . . . . . 47

5.1 Lógica de supervisão da UAC6 referente ao vão da linha Niquelândia

(230kV). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

5.2 Lógica de estados da seccionadora 7521 do vão da linha Niquelândia

(230kV). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

5.3 Lógica de estados do disjuntor 7528 do vão da linha Niquelândia

(230kV). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

5.4 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7521 do vão da

linha Niquelândia (230kV). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

5.5 Lógica de abertura/fechamento da seccionadora 7521 do vão da linha

Niquelândia (230kV). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58







xiii

5.9 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7520T do vão

da linha Niquelândia (230kV). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

5.10 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 7528 do vão da


5.11 Lógica de abertura/fechamento do disjuntor 7528 do vão da linha

Niquelândia (230kV). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

5.12 Lógica de seleção da chave 43 NT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

5.13 Lógica de religamento da linha Niquelândia (230kV). . . . . . . . . . 72

5.14 Lógica de check de sincronismo 25. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

5.15 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7117R do vão

do reator. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

5.16 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7119R do vão

do reator. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

5.17 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 7118R do vão do

reator. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

5.18 Lógica de rearme de bloqueio e seleção de comando do vão do reator. 80

5.19 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7015C do vão

do banco de capacitores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

5.20 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7010T do vão

do banco de capacitores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84

5.21 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 7018C do vão do

banco de capacitores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

5.22 Lógica rearme de bloqueio e seleção de comando do banco de capacitor. 87

5.23 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 748 do vão do

compensador estático. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

5.24 Lógica rearme de bloqueio e seleção de comando do compensador

estático. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

5.25 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 718 do vão do

transformador. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

5.26 Lógica rearme relés de bloqueio do vão do transformador. . . . . . . . 95

5.27 Lógica de ventilação do transformador e de colocar o comutador de

tap em carga do transformador para local/remoto e automático/manual. 97

5.28 Lógica de aumento e diminuição dos taps do transformador e venti-

lação do mesmo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98

5.29 Lógica de intertravamento do seccionadora 701 referente ao vão do

amarre. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

5.30 Lógica de intertravamento da seccionadora 703 referente ao vão do

amarre. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101

5.31 Lógica de intertravamento do disjuntor 708 referente ao vão do amarre.104

xiv



5.34 Lógica dos rearmes dos relés de bloqueio das proteções diferencial de

barras e BF dos disjuntores adjacentes. . . . . . . . . . . . . . . . . . 107

xv

Lista de Tabelas

3.1 Comparativo entre con�gurações de subestações [12]. . . . . . . . . . 40

4.1 Possibilidades de informações dos estados lógicos [15]. . . . . . . . . . 42

4.2 Tabela verdade Porta E. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

4.3 Tabela verdade Porta OU. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

4.4 Tabela verdade Porta NÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

D.1 Tabela ANSI - Sistemas de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120

xvi

Lista de Abreviaturas

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas, p. 7

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica, p. 11

ANSI American National Standards Institute, p. 7

BF Breaker Failure, p. 66

BUP Block Unbalance Potential, p. 86

FS Fator de Sobrecorrente, p. 7

FT Fator Térmico, p. 7

GOOSE Generic Object Oriented Substation Event, p. 23

IED Intelligent Electronic Device, p. 8

IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers, p. 43

IHM Interface Homem Máquina, p. 29

LAN Local Area Network, p. 23

ONS Operador Nacional do Sistema, p. 1

RSTP Rapid Spanning Tree Protocol, p. 22

RTC Relação de Transformação, p. 6

RTP Relação de Transformação do Transformador de Potencial, p.

7

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition, p. 3

SE Subestação, p. 6

SIN Sistema Interligado Nacional, p. 1

SNMP Simple Network Management Protocol, p. 22

xvii

SPCS Sistema de Proteção, Controle e Supervisão, p. 1

STP Spanning Tree Protocol, p. 22

TC Transformador de Corrente, p. 6

TP Transformador de Potencial, p. 8

UAC Unidade de Aquisição e Controle, p. 3

UPD Unidade de Proteção Digital, p. 18

VID VLAN Identi�er, p. 23

VLAN Virtual Local Area Network, p. 22

eRSTP enhanced Rapid Spanning Tree Protocol, p. 22

xviii

Capítulo 1

Introdução

Devido a seu tamanho e interligação entre todas as regiões do Brasil, o Sistema

Interligado Nacional (SIN) é único. Ele é dividido em quatro subsistemas: Sul,

Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e a maior parte da região Norte. A interconexão dos

sistemas elétricos, por meio das linhas de transmissão, proporciona a transferência

de energia entre subsistemas. Isso é muito importante, pois os regimes hidrológicos

das regiões são diferentes e, desta forma, conseguimos fazer um remanejamento de

energia e otimizar o fornecimento.

Com um sistema como o do Brasil, aparece a necessidade de um órgão responsá-

vel pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão

de energia elétrica. Por isto, existe o Operador Nacional do Sistema (ONS). Ele de-

têm a prerrogativa de de�nição de ajustes no controle de tensão das subestações

da rede básica para, por exemplo, permitir maior injeção de potência reativa no

sistema, sempre visando o menor custo e as melhores condições operacionais. Im-

portante ainda ressaltarmos a necessidade de que, não somente o ONS, mas também

o operador da subestação, precisam ter e têm, sempre disponíveis em tempo real,

os dados operativos atualizados das subestações da rede básica para que os enge-

nheiros possam tomar, a cada momento, a melhor decisão de operação do sistema

elétrico. Essa necessidade ressalta a grande importância de alguns equipamentos e

a preocupação com a sua operacionalidade e con�abilidade.

Por conta de um sistema elétrico caracterizado por longos circuitos de transmis-

são e com alto nível de interligação, existe uma preocupação ainda maior com a

con�abilidade do mesmo. Muitas vezes, a con�abilidade é posta em primeiro plano,

até mesmo à frente dos custos. Desta forma, os sistemas de proteção, controle e

supervisão (SPCS) das subestações têm crescido em importância e ganho maior

relevância, de forma que as empresas envolvidas estão destinando cada vez mais

recursos para os projetos nesta área, o que, por consequência, resulta na evolução

acelerada na qualidade e con�abilidade de operação dos equipamentos envolvidos.

Um exemplo explícito dessa evolução são os dispositivos eletrônicos inteligentes.

1

A algumas dezenas de anos atrás, esses dispositivos eram eletromecânicos. Hoje em

dia, cada vez mais, são equipamentos de tecnologia moderna e índices elevados de

desempenho. Atualmente, somente um dentre estes dispositivo é capaz de realizar

diversas funções tais como a de proteção dos equipamentos, linhas e barramentos,

veri�cação da possibilidade de controle dos dispositivos de campo, recebimento de

informações de campo, envio de informações e encaminhamento de alarmes ao opera-

dor, elaboração de relatórios com recursos de oscilogra�a, etc. Esses equipamentos

também podem incorporar funções de medição das grandezas, tarefa importante

para a de�nição do estado operativo da subestação. Como mencionamos anterior-

mente, essas grandezas são de extrema importância tanto para o técnico responsável

pela operação da subestação, quanto para o ONS que necessita realizar análises de

curto prazo do estado operativo de áreas extensas do sistema elétrico interligado.

Outra evolução notável ocorre na forma de trabalho dos operadores das subes-

tações. Outrora, era realizada sempre manualmente por equipes destinadas a esta

tarefa. Já nos dias de hoje, a operação incorpora, cada vez mais, ações remotas

através de um sistema de supervisão controlado por um operador. Isso facilita a

operação e encurta o período de tempo em que alguns circuitos de transmissão �-

cam desenergizados. Essa preocupação com a operação das subestações intensi�ca-se

cada vez mais, já que as empresas responsáveis pelas subestações são penalizadas

com multas proporcionais ao intervalo de tempo em que deixam de fornecer energia

à rede. Quem vai avaliar a aplicação ou não destas multas é exatamente o Opera-

dor Nacional do Sistema. Ele analisa, a partir dos relatórios e documentos gerados

pelos equipamentos de proteção e controle, se determinado problema ocorreu por

alguma interferência por parte da equipe encarregada da operação da subestação e

se poderia ser contornado mais rapidamente.

O SPCS, além de salvaguardar os equipamentos de campo da subestação, tam-

bém protege os operadores e pessoas responsáveis pela manutenção dos mesmos.

Muito dessa ação corretiva acontece por atuação dos relés de proteção que atuam na

ocorrência de alguma anormalidade na operação da subestação e, ainda, por conta

de equipamentos destinados a veri�car e liberar a manobra dos dispositivos móveis

de campo.

Outro grande papel dos projetos em SPCS reside na automação e consequen-

temente maior facilidade na manobra dos equipamentos de campo, resultando na

otimização e aumento da con�abilidade da operação da subestação. Um grande res-

ponsável da evolução desse quesito é a comunicação entre os equipamentos. Essa co-

municação vem cada vez mais em progresso, com o aparecimento da norma IEC61850

se constituindo em um grande marco dessa melhoria.

Ainda nesse âmbito de relevância, podemos salientar os equipamentos de mano-

bra da subestação e seu controle. Manobrar esses equipamentos requer experiência,

2

destreza e muita cautela. Se uma manobra é feita de forma equivocada, pode ha-

ver o comprometimento do desempenho de boa parte da subestação, independente

da atuação da proteção. Desta forma, atualmente essas manobras são monitoradas

pelas Unidades de Aquisição e Controle (UACs). Elas informam ao operador a pos-

sibilidade de manobra de um disjuntor, por exemplo, através do SCADA, e também

impedem a manobra de algum equipamento de campo se este não estiver com seu

intertravamento liberado.

Para isso, são criadas lógicas de manobra e intertravamento para cada secciona-

dora e disjuntor de cada vão de uma subestação. Essas lógicas dependem do arranjo

da subestação, além de algumas especi�cidades de cada subestação. Aliado a essas

lógicas de intertravamento, temos também uma lógica de abertura e fechamento

desses dispositivos de manobra. Essas duas lógicas mantém interdependência ope-

rativa, porque para manobrar a seccionadora ou disjuntor é preciso que as condições

do intertravamento estejam sendo respeitadas.

Existem também outras lógicas que fazem parte do escopo de lógicas implemen-

tadas nas UACs. Dependendo de cada vão, ocorre a necessidade de veri�cação do

sincronismo para fechamento do disjuntor, de religamento de alguns relés biestáveis

responsáveis pelo bloqueio dos disjuntores, de determinação da posição da proteção

daquele vão, de aumento ou redução na ação de tapes do transformador para atender

a uma certa carga, etc. Essas lógicas são elaboradas ou por uma necessidade opera-

tiva da subestação, ou para impedir que o operador venha eventualmente cometer

algum equívoco no momento em que ele manobra algum dispositivo de campo. A

presença dessas lógicas também são essenciais para um funcionamento harmônico e

con�ável da subestação.

Além dos equipamentos de manobra existem outros dispositivos que compõem o

processo de automação da subestação. Dispositivos esses que muitas vezes além de

serem importantes no papel de controle dos equipamentos de manobra, também são

importantes para a proteção da subestação. Isso acontece porque, não raro, o de-

sempenho da proteção �ca intrinsecamente ligado ao controle da subestação. Desta

forma, na ocorrência de problema de caráter mais global, sistêmico, as manobras

devem ser evitadas para não agravar a adversidade.

Neste relatório procuramos descrever a ação e consequências desta ação, rela-

tivamente aos principais dispositivos e equipamentos que auxiliam e são de suma

importância para que o controle e a supervisão das subestações sejam realizados de

maneira e�ciente e segura. Portanto, este trabalho tem por objetivo explicar a lógica

elaborada para implementação nas UACs que realizam o controle e supervisão de

vãos de uma subestação existente. Para isso, todos os equipamentos utilizados para

controle e supervisão de uma subestação são descritos e os diferentes arranjos exis-

tentes de subestações são analisados, já que eles in�uenciam diretamente na lógica

3

utilizada. Um pouco da álgebra booleana utilizada nas lógicas também é introdu-

zida para facilitar o seu entendimento. Finalmente, para �ns de melhor �xação dos

conceitos envolvidos, a análise completa das lógicas elaboradas para a subestação

de Barro Alto é também apresentada no presente trabalho.

4

1.1 Estrutura do trabalho

Capítulo 1 - Introdução: Introduz o tema abordado no trabalho, apresentando

a motivação e o objetivo do mesmo.

Capítulo 2 - Equipamentos e dispositivos utilizados para o controle,

supervisão e medição de uma subestação: Mostra os diferentes equipamentos

e dispositivos de campo empregados para controle, supervisão e medição de uma

Subestação.

Capítulo 3 - Diferentes arranjos de subestações e um comparativo

entre eles: Apresenta os diferentes arranjos existentes de subestações e traça um

comparativo entre elas.

Capítulo 4 - Introdução da álgebra booleana utilizada para elaboração

das lógicas das UACs: Introduz à álgebra booleana utilizada para realização das

lógicas das UACs.

Capítulo 5 - Avaliação da lógica dos dispositivos de manobra do setor de

230kV da subestação de Barro Alto: Um estudo de caso das lógicas das UACs

da subestação de Barro Alto (230/69kV).

Capítulo 6 - Conclusões: Analisa o trabalho desenvolvido e relaciona a impor-

tância do mesmo com a área acadêmica e prática.

5

Capítulo 2

Equipamentos e dispositivos

utilizados para o controle, supervisão

e medição de uma subestação

A função do controle e supervisão é realizar a aquisição de dados e, a partir deles,

enviar informações para relés e operadores, para que, se houver alguma anomalia na

operação, seja tomada a ação devida ou por parte do operador, de maneira remota,

ou por parte do relé de proteção. Não ocorrendo qualquer anomalia, o objetivo é

manter o operador informado do estado operativo da subestação e atualizar cons-

tantemente as informações relevantes de operação para cada relé.

Em uma subestação, existem equipamentos que são de suma importância para a

realização do controle e supervisão, assim contribuindo para a garantia do perfeito

funcionamento da mesma.

A seguir serão apresentados alguns desses equipamentos e dispositivos que pos-

suem alguma função de apoio ao sistema de controle e supervisão de uma SE.

2.1 Transformador de corrente (TC)

Os transformadores de corrente são utilizados para alimentação dos equipamentos

de controle, medição e proteção.

Devido à sua relação de transformação (RTC) , o TC consegue disponibilizar em

seu secundário uma corrente de menor amplitude, proporcional à corrente imposta

pelo sistema de potência ao seu enrolamento primário. A equação 2.1 mostra a RTC

do transformador real.

Is =

(Ip

RTC

)− Ie (2.1)

Na equação 2.1, Is a corrente do secundário, Ip a corrente do primário do TC,

6

RTC a relação de transformação do TC e Ie a corrente de magnetização do núcleo

do TC. A corrente de magnetização Ie é a corrente responsável pelo erro causado ao

TC.

O valor nominal comumente �xado para o secundário do transformador de cor-

rente é de 5A, como prescrito pela norma ABNT e de outros países. No Reino Unido,

uma corrente nominal de 1A é pré-estabelecida.

Normalmente os TCs utilizados para medição e controle têm sua classe de exati-

dão em 0,3%, 0,6% e 1,2%, porque as medições precisam ser mais próximas possíveis

da realidade.

A norma ANSI estabelece a precisão de seus TCs a partir da medição da tensão

desenvolvida sobre os terminais do secundário quando alimentando a carga nominal,

em ohms, em condição máxima de curto-circuito. Já a norma ABNT especi�ca

a mesma precisão do TC de acordo com a potência aparente encontrada em seu

secundário com a mesma carga nominal em ohms, sem defeito.

Uma importante de�nição de um TC é o fator de sobrecorrente (FS), represen-

tado na equação 2.2. O fator de sobrecorrente é a razão entre a máxima corrente

de curto-circuito que pode aparecer no primário do TC e a sua corrente primária

simétrica nominal, para que a classe de exatidão do mesmo seja mantida.

FS =Ipmaximodecurto−circuito

IpnominaldoTC

(2.2)

Outra importante de�nição é o fator térmico (FT) de um TC. O fator térmico

nada mais é do que a máxima corrente primária admissível em regime permanente e

sua corrente nominal. Esta relação está explicitada na equação 2.3. Os valores mais

usuais do FT para um TC são: 1; 1,2; 1,3; 1,5 e 2.

FT =IpmaximadoTC

IpnominaldoTC

(2.3)

2.2 Transformador de potencial (TP)

Os transformadores de potencial são transformadores abaixadores que visam produ-

zir em seu secundário uma tensão secundária menor para alimentação, por exemplo,

dos sistemas de proteção, controle e medição. Eles atuam ainda isolando por exem-

plo, o sistema de proteção conectado ao seu enrolamento secundário, da alta tensão

de transmissão do sistema de potência, isto de acordo com a sua RTP. Geralmente o

valor da tensão do secundário é padronizada em 115 V, segundo a ABNT. A equação

2.4 ilustra essa relação de transformação.

RTP =Vpfase−neutro

Vsfase−neutro

(2.4)

7

Na equação 2.4 Vpfase−neutro a tensão fase-neutro no enrolamento primário do TP

e Vsfase−neutro a tensão fase-neutro no enrolamento secundário do TP.

Os TPs, assim como os TCs, se caracterizam por erro na sua relação nominal

de tensão primário/secundário, conhecida como RTP, e que deveria ser obtida ide-

almente como indicado pela equação 2.4. O erro na relação se deve à presença da

queda de tensão nas impedâncias de dispersão de seus enrolamentos. As classes de

exatidão de TPs utilizados para �ns de medição e supervisão são de 0,3%, 0,6%.

Para que a classe de exatidão do TP seja mantida é importante que a soma das

potências aparentes conectadas ao seu secundário não ultrapasse a sua potência

nominal.

2.3 Intelligent Electronic Devices (IEDs)

Os IEDs têm como tarefas a proteção, o controle, a supervisão e a medição nos

sistemas de energia elétrica. Hoje em dia, os fabricantes produzem dispositivos

modulares, o que permite a expansão futura e redução dos custos.

Esses dispositivos inteligentes recebem informações binárias ou analógicas dos

equipamentos de campo de uma subestação e podem não somente servir como uni-

dades de proteção ou controle eletrônico, mas também podem medir, monitorar,

registrar falhas, etc.

Outra inovação advinda dos IEDs é a presença de grandes ferramentas de en-

genharia, como serão vistas na seção 2.3.3.1, e que permitem a parametrização dos

dispositivos para, desta forma, permitir adaptá-los de acordo com cada projeto.

Na �gura 2.1 pode-se visualizar um IED da família SIPROTEC 5, da Siemens.

Na �gura 2.2 pode-se perceber as diferentes funcionalidades de um IED.

8

Figura 2.1: IED da família SIPROTEC 5 da Siemens [1].

9

Figura 2.2: Funcionalidades do dispositivo SIPROTEC 5 [1].

2.3.1 Unidades de Proteção Digital (UPDs)

Esses dispositivos, a partir de sinais captados pelos equipamentos de campo, detec-

tam o defeito e comandam a abertura de disjuntores para isolar o defeito do resto do

sistema. Suas funções lógicas irão variar de acordo com cada tipo de equipamento.

Os relés são dispositivos de características semelhantes, diferenciando-se apenas

na questão do �rmware. O �rmware irá de�nir a função daquele relé. Nos relés do

fabricante Siemens, que são chamados de SIPROTEC, existe o SIPROTEC 7SL87

que combina as funções de proteção de distância e diferencial, atuando, por exemplo,

como proteções de linhas de transmissão de energia elétrica. Os SIPROTEC 7UT85

são ideais para a proteção de transformadores de múltiplos enrolamentos e para a

10

proteção de equipamentos que exigem um número elevado de pontos de medição.

Os SIPROTEC 7SJ85 possuem a função de proteção contra sobrecorrente, mas em

alguns projetos, por possuírem uma alta capacidade expansiva, são utilizados como

UACs.

2.3.2 Registrador Digital de Perturbações (RDP)

O registrador digital de perturbações tem como objetivo armazenar dados represen-

tativos do módulo e da fase das correntes e tensões durante a ocorrência de defeitos.

Esses arquivos são utilizados posteriormente pela empresa que opera a subestação

para análise das perturbações e para sugerir alterações que possam ser tomadas com

o objetivo de evitar novos defeitos.

As oscilogra�as podem ser solicitadas pelo ONS e pela ANEEL para análise da

perturbação e, se for o caso, conduzir à aplicação de multa à empresa responsável

pela operação da subestação.

2.3.3 Unidades de Aquisição e Controle (UACs)

Os dispositivos inteligentes utilizados para controle e supervisão são chamados nos

projetos de UAC e constituem o foco maior deste trabalho, exatamente por conterem

as lógicas referentes às manobras dos dispositivos de campo da SE.

Os IEDs podem ser utilizados em projetos como relés de proteção ou UACs.

As UACs têm por �nalidade o controle e supervisão das subestações. Em geral,

possuem mais entradas digitais que os relés de proteção, porque as UACs necessitam

de mais informações para realizar o controle de uma SE. Além de ser responsável

pela abertura e fechamento dos componentes de manobra de uma subestação através

do comando remoto ou local do operador, as UACs também podem realizar a seleção

de potencial de sincronismo, a seleção da transferência de proteção, o aumento ou

redução de tapes, a medição das grandezas elétricas �scalizadas nas subestações, etc.

As unidades de aquisição e controle se comunicam com o sistema supervisório

através de comunicação Ethernet e protocolo IEC-61850 com a �nalidade de enviar

informações como os estados das seccionadoras e dos disjuntores e falhas no comando

de manobra dos mesmos.

A seguir, discute-se a importância da poderosa ferramenta de parametrização

dos IEDs da família SIPROTEC 5 chamada DIGSI e suas funcionalidades.

2.3.3.1 DIGSI

DIGSI é uma ferramenta versátil de engenharia para parametrização, comissiona-

mento e operação de todos os dispositivos SIPROTEC 5. O software permite que se

11

acesse um IED a partir de um computador, de forma online ou o�ine. De maneira

o�ine, não é necessária qualquer conexão física com o dispositivo, já que podemos

fazer toda a parametrização do IED no software. Depois de �nalizado este pro-

cesso, descarregamos as informações no SIPROTEC 5. No modo online, existe uma

conexão física entre o computador, onde o DIGSI está instalado, e o dispositivo

eletrônico.

Todo dispositivo eletrônico da Siemens possui um código do produto. Existem

dois tipos de códigos para um mesmo dispositivo. São eles: o código longo e o código

curto. Um código curto sempre remete a um longo. Através desse código curto,

retirado do próprio SIPROTEC 5, pode-se inseri-lo no con�gurador do dispositivo,

que �ca situado no site da Siemens. Desta forma, con�gura-se o IED de acordo com

o projeto. Depois disto, o con�gurador irá gerar um código longo referente àquele

dispositivo con�gurado pelo cliente. Com ele, você pode inserir esse novo código

longo no DIGSI e partir de uma base sólida para con�gurar o projeto.

Muitas vezes não ha a necessidade de con�gurar o SIPROTEC 5. Basta inserir

o código longo no software DIGSI e assim con�gurar o projeto partindo da base

existente no próprio dispositivo.

Importante mencionar que o con�gurador do SIPROTEC 5 no site da Siemens

permite que o dispositivo seja montado virtualmente com todas as funções necessá-

rias para o projeto e que, depois, seja solicitado pelo cliente.

Na �gura 2.3 observa-se a tela inicial do software DIGSI.

É importante introduzir e explicar algumas funcionalidades básicas do software,

para depois se alcançar o ponto de maior interesse que é a criação da lógica dentro

dos IEDs.

Considere a árvore do projeto, representada na �gura 2.4, na qual �cam contidos

todos os dados do projeto. Através desta árvore se obtém os seguintes principais

acessos para con�guração do projeto:

• Single-line con�guration: Mostra o vão que está sob análise e as respectivas

chaves e disjuntores desse vão. Em consequência, mostra também o arranjo

da subestação.

12

Figura 2.3: Tela inicial de interface do usuário no software DIGSI.

• Devices and networks: Expõe os dispositivos inteligentes que estão sendo con-

siderados no projeto e a conexão entre eles.

� Device information: Nesse espaço o engenheiro deve entrar com o código

da IED que foi pré con�gurada no site da Siemens.

� Hardware and protocols: Este espaço serve para escolher hardware de

IEDs já pré de�nidas em uma biblioteca existente no DIGSI e suas respec-

tivas entradas e saídas digitais e analógicas, conforme o projeto necessita.

Ele é utilizado também para ativar os protocolos de rede separadamente

para cada interface Ethernet.

� Meansuring points routing: Esse ambiente serve para relacionar as entra-

das de pontos de medição de corrente e tensão com as entradas físicas do

SIPROTEC 5.

� Function-group conections: Ao adicionar um dispositivo SIPROTEC 5

a um projeto, se já decidiu sobre um modelo de aplicativo. Ao fazê-lo,

o dispositivo já está con�gurado com um escopo funcional básico orien-

tado a aplicações. Pode-se alterá-los adicionando ou excluindo grupos de

funções, funções e blocos de função.

13

� Information routing: É uma atribuição de informação a um destino, por

exemplo, uma indicação para uma entrada binária ou um LED. Esta

etapa é opcional. Quando se seleciona um IED, esta informação já está

con�gurada, sendo que existe a possibilidade de alteração dessa con�gu-

ração.

� Communication mapping: Esta interface é usada para estabelecer quais

sinais serão transmitidos por protocolos seriais através das interfaces de

comunicação de um dispositivo SIPROTEC 5. Também se pode de�nir

con�gurações de mapeamento para cada sinal roteado.

� Settings: Esta área é utilizada para editar as con�gurações dos parâ-

metros, por exemplo, das funções de proteção ou da sincronização de

horário.

� Charts: Esta função será o foco. Nela pode-se realizar as lógicas de

atuação das UACs. Podemos fazer também, para o caso das UPDs, a

lógica de atuação da proteção.

� Test sequences: Este editor permite o cálculo de sequências de teste com

um máximo de 6 passos. Um passo pode ser uma condição de pré-falta

com carga normal; O próximo passo pode ser a condição de falta com uma

corrente de falta e uma queda da tensão de falta e uma terceira etapa

pode ser a condição de pós falta com corrente zero e tensão nominal.

� Process data: Para cada dispositivo SIPROTEC 5 é criada uma pasta

onde se tem acesso a todos os dados con�gurados do dispositivo.

• IEC 61850 stations: Esta plataforma é utilizada para se comunicar com o IED

e, desta forma, carregar nele um �rmware e uma con�guração pré estabelecida

para o projeto.

2.3.3.1.1 Grá�co de Função Contínua

O que mais interessa para esse trabalho dentro do software DIGSI é a funcionali-

dade de criar lógicas de controle dos equipamentos de manobra de uma subestação.

Nesta seção, Tem-se o local onde coloca-se a lógica de controle dos equipamentos

de manobra da subestação, no software DIGSI das UACs.

Para a criação da lógica, utilizam-se blocos pré de�nidos em uma biblioteca glo-

bal. Estes blocos estão em conformidade com a norma IEC 61131-3. Esta biblioteca

está representada na �gura 2.5. A partir dela, pode-se simplesmente "arrastar"a

função requerida para a área de �uxo de dados, e desta forma, montar a lógica

necessária.

14

Figura 2.4: Árvore do projeto [2].

No editor das lógicas existem duas abas. Uma delas é a de �uxo de dados, onde

elabora-se a construção da lógica daquela UAC, de acordo com as seccionadoras e

disjuntores que ela irá controlar. A outra é a de controle de �uxo. Nela introduze-se

a nomenclatura das entradas e saídas dos blocos utilizados na aba de �uxo de dados

e de�ni-se também a quantidade de entradas e saídas de cada bloco. As �guras 2.6

15

Figura 2.5: Biblioteca referente as operações lógicas utilizadas para a construção daslógicas de intertravamento e fechamento/abertura das seccionadoras e disjuntores deum projeto de SPCS.

e 2.7 retratam um exemplo de uma lógica de fechamento e abertura de uma chave

seccionadora e de um disjuntor, respectivamente. A �gura 2.8 retrata o layout do

controle de �uxo.

Figura 2.6: Lógica de fechamento/abertura de uma seccionadora referente ao projetode SPCS.

Ao conectar diferentes entradas em um mesmo bloco de função, existe um teste

automático que é feito pelo programa para ver se a junção dessas entradas é possível.

Se a junção for possível, a conexão entre os dados e o bloco de função �ca verde.

Caso contrario, ela �cará vermelha.

16

Figura 2.7: Lógica de fechamento/abertura de um disjuntor referente ao projeto deSPCS.

Figura 2.8: Layout da seção do controle de �uxo do software de parametrizaçãoDIGSI.

Para de�nir o tipo de entrada e saída dos blocos de função, é necessário ir em

"catálogo de sinais", como está representado na �gura 2.9. Nele, os sinais estão

divididos hierarquicamente em grupos. Com isso, basta escolher o grupo ao qual o

sinal desejado pertence e "arrastar"o sinal até a entrada ou saída de um bloco de

função.

17

Figura 2.9: Layout do catálogo de sinais para a construção das lógicas das UACs.

2.4 Equipamentos Auxiliares

O sistema de supervisão e controle tem como seu principal componente a UAC. Con-

tudo, outros equipamentos têm sua função na con�abilidade e operação do controle,

como mini-disjuntores, relés auxiliares e giga de teste.

Os relés auxiliares e mini-disjuntores são montados em um painel rack de 19

polegadas, assim como outros equipamentos secundários, como os bornes. Os bornes

proporcionam um meio seguro de conexão elétrica e mecânica, fazendo a interligação

de dois ou mais cabos em um mesmo terminal. A �gura 2.10 detalha um exemplo

de um painel.

A alimentação de todos os equipamentos do sistema é padronizada em 125 Vcc

e toda a �ação dentro do painel recebe a nomenclatura do mini-disjuntor ou relé

auxiliar para que, em caso de uma manutenção, o tempo seja otimizado e o problema

solucionado mais rapidamente.

Os equipamentos de proteção também são instalados nesses painéis, como blocos

de teste, UPDs, etc. Sendo que o escopo de proteção não será o enfoque deste

trabalho, mas sim a parte de controle e supervisão.

18

Figura 2.10: Painel utilizado para montagem das UACs, relés auxiliares, mini-

disjuntores e bornes [3].

2.4.1 Relés Auxiliares

Os relés auxiliares são utilizados tanto para proteção como para controle e supervi-

são. Eles possuem, basicamente, duas funções. A primeira é quando há necessidade

de aumentar o número de contatos, ou seja, para o caso que se tem um determinado

sinal de entrada de uma IED e em que, a partir desse sinal, deseja-se acionar diversos

dispositivos. Entretanto, a saída desse sinal possui apenas um contato e, neste caso,

a saída desse sinal é conectada a um relé auxiliar que proporcionará mais contatos

para serem utilizados. Outra função é a de proteção tanto das entradas como das

saídas da IED pois, havendo qualquer imprevisto, o equipamento que estará exposto

será o relé auxiliar e não a IED que possui um custo bem mais elevado.

Esses relés são eletromecânicos e podem ser do tipo normalmente aberto (NA)

ou normalmente fechado (NF). O relé normalmente aberto tem seu contato móvel

atraído quando sua bobina é energizada. Já o relé normalmente fechado tem seu

contato aberto quando sua bobina é energizada. Nos dias de hoje os contatos dos

relés são reversíveis, ou seja, podem ser normalmente abertos ou fechados. Desta

forma, pode-se con�gurá-los de acordo com a necessidade. Na �gura 2.11, tem-se o

exemplo de um relé auxiliar.

19

Figura 2.11: Relé auxiliar do fabricante Amra/ICR [4].

2.4.1.1 Relés de Potência

Importante ressaltar os relés de potência, porque eles, dentre os outros relés auxilia-

res, têm uma importância direta no controle dos equipamentos de manobra de uma

subestação. A considerar que, quando uma UAC realiza a manobra de um equi-

pamento de campo da subestação, o circuito atrelado a esse controle requer uma

corrente elevada. Assim, para preservarmos a UAC, o relé de potência interrompe

este circuito, sem que isso seja feito diretamente pelos contatos de saída da UAC

[16].

2.4.1.2 Relés de Bloqueio (86)

Esses relés são biestáveis, ou seja, possuem duas posições referentes a duas bobinas

diferentes. Quando qualquer uma das duas bobinas é energizada, o contato é atraído

por ela. A atuação do relé de bloqueio pode ser comparada com o funcionamento

de um interruptor.

Este relé auxiliar tem a função de impedir o fechamento dos disjuntores da su-

bestação quando um disparo da proteção está atuado. Com isso, estes relés tem

in�uência direta na lógica presentes nas UACs e ajudam a aumentar a con�abili-

dade e segurança da operação da subestação. Faz com que o operador tenha que

exercer um comando para rearmar estes relés de bloqueio antes de fechar o disjuntor

do vão que está com o disparo da proteção atuado. Desta forma, evitam-se erros e

o religamento dos disjuntores antes da extinção do curto.

20

2.4.2 Giga de Teste

A giga de teste é utilizada para avaliar o funcionamento da lógica de manobra dos

equipamentos de campo de uma subestação.

De posse das entradas e saídas digitais utilizadas pela UAC, estas são conectadas

na giga de teste que simula os eventos de abertura/fechamento e intertravamento

de seccionadoras e disjuntores de um vão. Esses testes são feitos de acordo com a

lógica pré estabelecida na fase de elaboração dos cadernos lógicos do projeto.

Como essa lógica é binária, a giga possui LEDs verdes e vermelhos para repre-

sentar o 1 e 0. A giga ainda possui pequenas alavancas que permitam a simulação de

abertura/fechamento manual de uma seccionadora ou disjuntor e sua alimentação é

feita em 125 Vcc. Na �gura 2.12 observam-se as alavancas para abertura/fechamento

manual e a presença dos LEDs.

Figura 2.12: Giga de teste utilizada no comissionamento de painéis do projeto deSPCS [5].

2.5 Switch

O principal desa�o em redes Ethernet utilizadas em subestações é a garantia de che-

gada dos dados ao local requerido. Nos protocolos ponto a ponto, existe uma troca

de mensagens entre apenas dois dispositivos. Portanto, é possível garantir uma taxa

média de transmissão adequada para a troca de mensagens entre os equipamentos.

21

As redes Ethernet compartilham o canal de comunicação para troca de mensagens

entre vários dispositivos.

As redes locais evoluíram para o que chamamos de rede Ethernet comutada,

utilizando os switches no encaminhamento das mensagens ao destinatário. Já a

rede comutada proporciona uma melhor utilização da largura de banda disponível e

uma redução nas colisões de mensagens.

O switch tem um papel importante na supervisão de subestações, devido a sua

utilização em redes de computadores para reencaminhar quadros entre os diversos

nós. Ele possui a característica de criar uma comunicação exclusiva entre a origem

e o destino. Com isso, a rede não �ca retida a um único computador no envio das

informações. Desta forma, a rede �ca mais con�ável e passa a apresentar um de-

sempenho melhor, já que a comunicação sempre vai estar disponível, exceto quando

dois ou mais computadores tentam enviar uma informação simultaneamente a uma

mesma máquina.

O switch ganhou uma grande importância ao longo dos anos com a implemen-

tação de funções de proteção nas redes de comunicação. Desta forma, exige-se um

elevado grau de con�abilidade tanto deste equipamento, como os IEDs. Eles devem

possuir a mesma robustez que os IEDs, suportar grandes faixas de temperaturas, não

possuir partes móveis como exaustores, apresentar alta imunidade a interferências

eletromagnéticas, capacidade de priorizar mensagens e gerenciar VLANs e atender

a norma IEC 61850-3. Um outro fator importantíssimo é o switch não apresentar

falha de comunicação em condições adversas.

Existem alguns protocolos importantes para a rede como um todo, mas que

estão relacionados diretamente com o switch. Um exemplo é o protocolo RSTP

que, quando a conexão se rompe, um switch mestre manda mensagens para os

dispositivos afetados. O objetivo é que a comunicação comute de direção, no caso

de topologia de rede em anel, ou seja, feita por uma outra �ação que também está

ligada naquele dispositivo. Assim, é restabelecida a integridade do dispositivo. Este

restabelecimento é chamado de �failover�.

Antes do RSTP, tínhamos o STP, com failover típico de alguns segundos e que

não atendiam aos requisitos de automação de subestações. Com a evolução da micro-

eletrônica, conseguiu-se desenvolver o RSTP, com failover de alguns milissegundos.

Já se fala no mercado em switches que possuem o protocolo eRSTP, com failover de

alguns microssegundos.

Tratando-se de monitoramento da rede em uma subestação, o protocolo SNMP

traz algumas possibilidades interessantes. O protocolo SNMP é um padrão para

gerenciamento de dispositivos em redes IP. Muitos equipamentos suportam SNMP.

Um deles é o switch.

O protocolo SNMP é uma ferramenta que concede a possibilidade de alterar

22

con�gurações e resolver problemas pontuais em algum dispositivo que possam ser

gerenciáveis. O SNMP é utilizado principalmente para monitorar os switches de

uma rede em uma subestação.

O SNMP possui um agente e um gerente. O gerente é o supervisório responsável

por monitorar todos os switches. Os switches são os agentes, capazes de reportar as

solicitações do gerente e, ainda, podem ser capazes de gerar mensagens automáticas

não solicitadas (traps), caso algum tipo de falha ocorra.

Figura 2.13: Vista frontal e superior do switch T1000 da Reason [6].

2.5.1 VLAN

As VLANs permitem a separação da rede física (LAN) em duas ou mais redes

lógicas, permitindo a separação do tráfego de mensagens. Por conta da importância

crescente das redes em subestações, é importante se ter um switch gerenciável para

con�gurá-lo manualmente e de�nir qual porta do switch está relacionada com qual

VLAN. Assim, com a separação do tráfego de mensagens, pode-se obter uma menor

colisão dos dados, maior rapidez na troca de informações e maior con�abilidade da

rede.

A necessidade da VLAN se torna mais aparente quando as mensagens via pro-

tocolo GOOSE e de�nidas pela norma IEC61850 para executar proteções do tipo

falha de disjuntor trafegam através da rede.

As VLANs podem possuir uma VID especi�ca e, com isso, somente as portas

pertencentes a mesma VLAN conseguem ter acesso à mensagem.

Um conceito importante que também deve ser considerado é quanto ao endere-

çamento de mensagens aos equipamentos. A seguir tem-se as relações entre endere-

çamento e quantidade de equipamentos:

• Mensagens Unicast: São mensagens destinadas a apenas um destinatário na

rede.

23

• Mensagem Multicast: São mensagens destinadas a um grupo especí�co de

equipamentos na rede.

• Mensagens Broadcast: São mensagens destinadas a todos os equipamentos da

rede.

No switch existem basicamente dois tipos de con�guração para suas portas. São

eles:

• Portas de acesso (access ports): espera-se que as mensagens enviadas e recebi-

das pelas portas do switch não possuam uma VID de�nida. Apesar da maioria

dos dispositivos utilizados em redes Ethernet não tratarem mensagens etique-

tadas, os IEDs representam uma exceção e, por conta de enviarem e receberem

mensagens GOOSE, podem etiquetar suas mensagens.

• Portas tronco (Trunk ports): são portas onde transitam mensagens com uma

VID de�nida. Utiliza-se essa porta para fazer a conexão entre os switches,

já que necessita-se passar todas as VLANs que estão sendo utilizadas de um

switch para outro, isto com o VID de�nido. Se essa conexão não fosse feita

deste jeito, seria necessário um cabo entre os switches para cada VLAN que

estivesse sendo utilizada. Isto com uma VID diferente.

Quando dizemos que um pacote está �tageado�, quer dizer que ele pertence a

uma VLAN especí�ca. Quando o pacote está �não tageado�, quer dizer que aquela

mensagem pertence a uma LAN normal. Essas características são con�guradas nos

próprios switches.

2.5.2 Topologias da rede

Existem muitas topologias de rede aplicadas a subestações, mas elas são basicamente

variações das topologias estrela e anel. A �gura 2.14 mostra as topologias anel

simples e estrela simples.

Observa-se que a topologia em anel simples possui uma redundância dos swit-

ches, o mesmo não ocorrendo na topologia em estrela simples. Contudo, nas duas

topologias, se um switch ligado a um IED falhar, não haverá comunicação entre o

IED e o gateway, gerando-se uma falha na comunicação para o respectivo IED. Para

contornar este problema, os IEDs possuem portas duplas de comunicação, possibi-

litando a conexão dos IEDs com a rede no modo failover ou switched. No modo

switched, é feito um anel entre os IEDs. Já no modo failover, estando uma porta em

standby, um IED é conectado a dois switches diferentes, ou seja, quando ocorre uma

falha em uma das portas, o IED muda o tráfego para a outra porta. A �gura 2.15

24

Figura 2.14: Topologias em anel e estrela simples [7].

Figura 2.15: Possibilidades de conexão da con�guração em anel no modo switchedou failover [7].

mostra algumas possibilidades de conexão em anel no modo switched e no modo

failover.

Existem duas topologias redundantes mais utilizadas: a dupla estrela (árvore

redundante) e a em anel.

2.5.2.1 Árvore redundante

A escolha pela topologia dupla estrela redundante vem da experiência de inúmeros

engenheiros que trabalham com topologia de rede. Muitos a�rmam que, em subes-

tações, o maior benefício de uma rede em árvore redundante é a maior capacidade

de segregação do tráfego de mensagens GOOSE através de VLANs. A �gura 2.16

mostra o esquema de uma topologia em árvore redundante.

25

Figura 2.16: Topologia em árvore redundante [7].

2.5.2.2 Anel

Outra con�guração bastante utilizada é a con�guração em anel. Os pacotes TCP/IP

colocados no anel seguem um padrão de tráfego con�gurado inicialmente, por exem-

plo, enviando as mensagens no sentido horário. Os dispositivos na con�guração anel

têm as características de um switch, ou seja, têm a função de ler e armazenar o

pacote de dados enviado no anel e veri�car o endereço IP, isto para ver se o desti-

natário é ele. Se não, encaminha-se o pacote novamente para o anel. Um switch do

anel é con�gurado como mestre, para descartar os pacotes que já tenham feito uma

viagem completa pelo anel. A �gura 2.17 mostra o esquema de uma topologia em

anel.

Figura 2.17: Topologia em anel [7].

26

2.6 Comunicação

Antes do surgimento da Norma IEC 61850, a comunicação era feita por uma serie

de protocolos e a interligação entre equipamentos de fabricantes diferentes era quase

que inviável. Esse elevado número de protocolos acarretava uma série de problemas

como a utilização de uma elevada quantidade de �os de cobre para conectar todos

os equipamentos, custos elevados da engenharia e da manutenção, aumento da com-

plexidade e do tempo de manutenção, necessidade de uma grande quantidade de

painéis. Com isso, havia uma necessidade de um espaço amplo para a subestação.

Por conta dos diversos protocolos existentes antes da norma IEC 61850, os ga-

teways eram muito utilizados com o papel de converter os protocolos de IEDs de

diferentes fabricantes para que a comunicação entre eles fosse viável. A conside-

rar ainda que, com a necessidade de atuação da proteção cada vez mais rápido, os

gateways começaram a se tornar solução inviável por conta do atraso que eles pro-

vocam na comunicação. Esse problema reforçava ainda mais a necessidade de uma

padronização na comunicação.

A aparição da Norma IEC 61850 vem para diminuir a quantidade de protocolos

e padronizar a comunicação em uma SE. Assim a comunicação entre os IEDs �ca

muito mais con�ável e simples e todas as desvantagens anteriores são contornadas.

Com o aumento da con�abilidade e a crescente melhoria da comunicação digital,

utiliza-se hoje redes de comunicação local (LAN) e remota (WAN). A perspectiva é

de que, com a grande atualização da comunicação, até mesmo informações críticas

sejam compartilhadas na rede ao invés da utilização de contatos elétricos.

A IEC 61850 de�niu a Ethernet como meio físico de comunicação, porque ela

possui uma taxa alta de transferência de dados (100Mbit/s), alta imunidade eletro-

magnética, consegue realizar redundâncias, prioriza mensagens e evita a colisão de

pacote de dados.

A �gura 2.18 mostra a comunicação como era feita antes da norma IEC 61850 e a

�gura 2.19 mostra como é feita a comunicação depois da consolidação desta norma.

A comunicação através da norma IEC 61850 se suporta, basicamente, na utili-

zação de dois protocolos. São eles:

• GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event): O protocolo GOOSE

utiliza um modelo de comunicação publicador-assinante. A mensagem é pu-

blicada na rede no formato multicast/broadcast, ou seja, destinada para um

grupo de IEDs ou para todos os IEDs da rede. O IED pode ser con�gurado

para utilizar ou não a mensagem publicada na rede através do MAC de destino

da mensagem GOOSE.

A norma IEC 61850 exige que o IED envie a mensagem várias vezes para

aumentar a probabilidade de entrega da mensagem. Essas mensagens são

27

Figura 2.18: Comunicação feita antes da norma IEC 61850 [8].

publicadas em intervalos de tempos diferentes. Se em um desses intervalos o

destinatário não receber a mensagem, então um bit de falha é setado e esse bit

é ligado a um alarme de falha para informar ao operador. A norma exige que a

mensagem seja enviada mais de uma vez, por conta da importância que essas

mensagens possuem e por carregarem informações como trip de disjuntores e

atuações da proteção.

Os IEDs com portas duplas devem ser capazes de gerar um status de suas

portas, para mostrar por qual porta está sendo feita a comunicação e se as

portas estão com algum problema.

• MMS (Manufacturing Message Speci�cation): É o protocolo de comunicação

utilizado para comunicação entre os IEDs e o SCADA. As mensagens MMS

são unicast, ou seja, possuem apenas um destinatário em especí�co, no caso o

SCADA.

Figura 2.19: Comunicação feita depois da norma IEC 61850.

28

2.7 IHM - Interface Homem-Máquina

Com todas as funções de proteção, controle e supervisão que os IEDs possuem hoje

em dia, é necessário ter-se uma interface entre os equipamentos e os operadores das

subestações.

O SCADA exerce essa função, para que informações como estados de disjuntores

e seccionadoras, alarmes de falhas, medições da subestação, atuações de proteções

e oscilogra�as possam ser expostas aos operadores das subestações e eles tomem a

melhor decisão perante alguma contingência.

Em geral, o operador possui através do SCADA telas com o uni�lar da subestação

e, a partir delas, sabe do estado dos equipamentos de campo e se o intertravamento

está liberado ou não, isto a partir das lógicas pré programadas em cada UAC de cada

vão da subestação. Normalmente, quando o intertravamento de uma seccionadora

ou disjuntor não está liberado, aquele dispositivo de campo possui um cadeado

indicando a improbidade do intertravamento.

Além disso, o SCADA possui alarmes para uma série de eventuais problemas que

possam ocorrer durante a operação da subestação.

No Brasil, o SCADA possui uma função muito importante que é a comunicação

com o Centro de Operação Regional (COR) e com o Centro Nacional de Opera-

ção (CNO) do ONS. Essa comunicação é de extrema importância, pois se houver

alguma contingência na subestação é importante a comunicação entre o ONS e a

subestação afetada, para que a melhor solução possa ser tomada, já que o ONS

possui informação de todo o SIN.

Além deste tipo de situação, o ONS pode precisar, visando manter o SIN sempre

equilibrado e em perfeita operação, que o operador tome alguma medida em uma

subestação por conta de uma contingência em outra subestação.

Outra interface possível é a dos IEDs. Nos próprios dispositivos, através de suas

telas, podemos acessar informações da subestação, como o uni�lar do vão, medição

das grandezas da subestação, oscilogra�as e até mesmo manobrar os equipamentos

de campo. Essas manobras costumam ser feitas remotamente, sendo que existe a

possibilidade de ser feita no IED, até mesmo como um backup da IHM do SCADA.

2.8 Dispositivos de campo

Visando melhor entendimento, nesta seção são analisados alguns dispositivos de

campo. O objetivo é discutir a elaboração das lógicas implementadas nas UACs

para intertravamento e abertura/fechamento desses dispositivos.

29

2.8.1 Disjuntor

Esses equipamentos são de grande importância no que tange a segurança de uma

subestação. São dispositivos de manobra que possuem a função de interromper a

corrente do circuito, quando houver alguma anomalia no sistema (um defeito, por

exemplo) e conduzir a corrente do circuito quando a mesma estiver de acordo com o

que foi concebido previamente no projeto, garantindo assim o perfeito funcionamento

da subestação e preservando todos os equipamentos contidos nela.

Os disjuntores trabalham em conjunto com os relés, de modo que os IEDs utili-

zados para proteção os acionam no caso de falhas no sistema elétrico.

O acionamento dos disjuntores pode acontecer em duas situações: a primeira

quando ocorre uma falha na rede elétrica e o relé percebe essa anomalia na rede.

Este relé envia um pulso para o disjuntor, para que ele abra seus contatos e isole a

falha, preservando assim a integridade da rede e dos equipamentos a ela conectados.

A segunda situação ocorre quando o operador precisa fazer alguma manutenção no

disjuntor ou em algum equipamento. O relé envia um comando através do SCADA

para que o disjuntor abra seus contatos, desta forma possibilitando o manuseio do

disjuntor ou de algum equipamento que se encontre em seu circuito de alimentação.

A �gura 2.20 mostra um tipo de disjuntor utilizado em subestações de alta tensão.

Figura 2.20: Disjuntor de alta tensão utilizado em subestação [9].

30

2.8.2 Seccionadora

A chave seccionadora é um dispositivo mecânico de manobra com a capacidade

de abrir ou fechar um circuito quando passa por ela uma corrente de intensidade

pequena ou quando não ocorrer uma variação de tensão signi�cativa através dos

terminais de cada pólo da chave. A chave, em sua operação normal, consegue

conduzir a corrente nominal do circuito, mas também consegue conduzir a corrente

de curto-circuito durante um período curto de tempo.

Algumas chaves possuem a capacidade de interromper correntes altas mas, para

isto, devem possuir um dispositivo de extinção de arco.

A �gura 2.21 mostra uma chave seccionadora utilizada em uma subestação.

As chaves podem ser classi�cadas de acordo com as diversas funções que podem

desempenhar nas redes elétricas das subestações, dentre elas:

• Função de By-Pass: Nesse caso, a seccionadora é utilizada para desviar o �uxo

de potência do disjuntor para outro circuito, por conta de uma necessidade de

manutenção preventiva no disjuntor ou por conta de algum defeito apresentado

por ele.

• Função de Aterramento: Nesta função, a seccionadora é utilizada para aterrar

componentes de equipamentos em manutenção e partes do circuito. Essas

chaves são previstas para suportar, por um intervalo de tempo, correntes de

curto-circuito e não são previstas para conduzir a corrente nominal do circuito.

Quando a coluna isolante usada como suporte da chave de terra é a própria

coluna isolante de uma outra seccionadora, usa-se a denominação de "lâmina

de terra".

• Função de seleção de barramento: Neste caso, essas seccionadoras permitem

a divisão da carga através dos circuitos de cada barramento. Além disso,

elas podem selecionar apenas um barramento para alimentar a carga em uma

eventual necessidade.

• Função de isolar o disjuntor: Essas seccionadoras são utilizadas quando se

necessita realizar uma manutenção no disjuntor do vão. Elas atuam retirando

a diferença de potencial em cima do disjuntor, para que a manutenção seja

feita pela equipe de campo, sem fornecer nenhum risco aos mesmos.

2.8.3 Banco de capacitores e Reatores

Os reatores e banco de capacitores são utilizados para compensação de potência

reativa. Enquanto os reatores absorvem potência reativa do sistema, o banco de

31

Figura 2.21: Chave seccionadora utilizada em subestações [10].

capacitores têm a característica de gerar potência reativa. Aliados à absorção e à

geração de potência reativa dos reatores e banco de capacitores, respectivamente,

estão a redução e o aumento de tensão resultantes da inserção dos mesmos. Os

bancos de capacitores elevam a tensão e os reatores reduzem a tensão do local onde

são introduzidos. Esse controle da tensão, muitas vezes é requerido no sistema por

conta das variações de tensão decorrentes de mudanças de carga no sistema elétrico.

Na �gura 2.22 vemos um banco de capacitores utilizado para compensação de

reativo.

2.8.4 Compensador Estático

Em virtude da natureza variável da carga, muitas vezes há a necessidade de suprir ou

absorver potência reativa em um mesmo local, porém, em diferentes ocasiões. Essa

absorção e fornecimento de potência reativa podem ser exercidas por uma combi-

nação de bancos de capacitores e reatores controlados por chaveamento contínuo de

tiristores. O compensador estático resultante deste arranjo, pode, em consequên-

cia, ser visto como uma reatância variável ajustada automaticamente em resposta à

variação das condições de operação do sistema.

Dispõem-se ainda de um arranjo de equipamentos em que um transformador

abaixador alimenta capacitores e reatores que são operados por tiristores através de

controladores que supervisionam o sistema elétrico.

Na �gura 2.23 observamos um compensador estático situado em uma subestação.

32

Figura 2.22: Banco de Capacitores utilizados para controle da potência reativa etensão do sistema elétrico [11].

Figura 2.23: Compensador estático de reativos.

33

Capítulo 3

Diferentes arranjos de subestações e

um comparativo entre eles

A escolha do arranjo da subestação tem como principais fatores à con�abilidade,

custo, facilidade de manutenção, facilidade de expansão, �exibilidade operativa e

simplicidade construtiva. Hoje em dia, o custo tem um peso fundamental na escolha

do arranjo, mas muitas vezes a con�abilidade pode ter uma importância maior do

que o custo, dependendo do projeto.

Os arranjos de uma subestação possuem grande importância na elaboração das

lógicas das UACs de cada subestação, porque são eles que irão dizer quantos equi-

pamentos de manobra cada vão terá e como será a disposição dos mesmos.

A seguir, aborda-se alguns dos principais arranjos de subestações.

3.1 Barramento Simples

Essa é a con�guração mais básica, por conta de possuir poucos equipamentos de

manobra e supre a maioria das subestações transformadoras e de distribuição. Nelas

o fornecimento é feito através de redes interligadas em pontos da rede onde não há

a necessidade de um fornecimento contínuo. Por possuir poucos equipamentos de

manobra, sua visibilidade operacional é boa, mas sua �exibilidade na operação da

subestação é baixa.

Importante ressaltar que, por ser uma con�guração básica, o seu custo de imple-

mentação é baixo.

A �gura 3.1 mostra duas con�gurações de barramento simples. O primeiro sem

seccionamento do barramento e o segundo com o seccionamento. O seccionamento

serve como uma proteção do barramento, além de isolar o defeito.

34

Figura 3.1: Con�guração de barramento simples com seccionamento e sem seccio-namento [12].

3.2 Barramento Principal e Auxiliar

Essa é uma con�guração na qual adiciona-se um barramento para poder haver o

isolamento do disjuntor ou manutenção no barramento, sem interromper o forneci-

mento de energia para a carga.

Nessa con�guração deve existir um amarre para que, quando houver algum pro-

blema com um dos disjuntores, o disjuntor de amarre faça a função de proteção do

disjuntor que estiver sendo reparado. Logo, nessa con�guração haverá uma secci-

onadora de by-pass, para desviar o �uxo do disjuntor para outro circuito, quando

ele estiver sendo reparado. Assim o circuito não deixará de alimentar a carga e o

disjuntor de amarre estará fazendo a função de proteção daquele circuito.

Neste caso, um barramento é chamado de principal, porque será sempre por ele

que a alimentação estará sendo feita quando o disjuntor do vão estiver fechado. No

caso do disjuntor do vão estar aberto para uma manutenção e a seccionadora de

by-pass estiver fechada, a alimentação daquele vão estará sendo feita sempre pelo

barramento auxiliar.

A �gura 3.2 mostra a con�guração de barramento principal e auxiliar.

3.3 Barramento Duplo

As principais características do barramento duplo são a possibilidade de escolher

qual barramento será o principal e qual será o auxiliar e, com isso, ter-se-á oportu-

nidade de desenergização de um barramento sem a necessidade de comprometer a

alimentação para a carga.

Abordam-se aqui duas con�gurações de barramento duplo bastante utilizadas

nas subestações. São elas: barramento duplo a quatro chaves e o barramento duplo

a cinco chaves.

35

Figura 3.2: Con�guração de barramento principal e auxiliar [12].

3.3.1 Barramento duplo a quatro chaves

Nesta opção de barramento duplo, existe a presença da seccionadora de by-pass

e amarre, a possibilidade de divisão da carga pelos diferentes circuitos de cada

barramento, a oportunidade de manutenção no barramento e no disjuntor, sem a

necessidade de interromper o fornecimento da carga.

A �gura 3.3 mostra a con�guração barramento duplo a quatro chaves.

Figura 3.3: Con�guração de barramento duplo a quatro chaves.

36

3.3.2 Barramento duplo a cinco chaves

Esta con�guração é muito parecida com o barramento duplo a quatro chaves, mas

existe uma vantagem em relação a ela que é a possibilidade de escolher qual bar-

ramento será o principal e qual será o auxiliar quando a seccionadora de by-pass

estiver sendo usada em algum vão.

A �gura 3.4 mostra a con�guração barramento duplo a cinco chaves.

Figura 3.4: Con�guração de barramento duplo a cinco chaves.

3.3.3 Barramento duplo com 1 disjuntor e meio

Nesta opção de topologia, existe um disjuntor de reserva para cada dois circuitos

entre os barramentos. Outro aspecto importante de ser ressaltado é o dimensiona-

mento dos disjuntores e seccionadoras. Eles devem ser dimensionados para suportar

a passagem de corrente que possa alimentar as duas cargas, se eventualmente algum

dos disjuntores junto aos barramentos estiver em manutenção.

A �gura 3.5 mostra a con�guração barramento duplo com 1 disjuntor e meio.

3.3.4 Barramento duplo com 2 disjuntores

A grande vantagem desta con�guração em relação às outras é quanto à segurança,

pois para cada circuito existe um disjuntor de reserva. Sendo que, devido a existên-

cia desse disjuntor reserva, o custo de implementação dessa con�guração encarece

bastante.

37

Figura 3.5: Con�guração de barramento duplo com 1 disjuntor e meio.

A �gura 3.6 mostra a con�guração barramento duplo com 2 disjuntores.

Figura 3.6: Con�guração de barramento duplo com 2 disjuntores.

3.4 Barramento em Anel

As subestações com a topologia em Anel têm como característica a possibilidade

de desconexão de um disjuntor, sem interromper o fornecimento de potência para a

carga. Também existe a não necessidade de proteção de barras, porque os disjuntores

de linha já fazem o papel da proteção da barra. Por outro lado, os equipamentos

devem ser dimensionados para suportar a maior corrente de curto-circuito do anel

38

mas, neste caso, surge a di�culdade de ampliação dos circuitos para atender um

aumento da carga.

A �gura 3.7 mostra uma possibilidade de con�guração em anel.

Figura 3.7: Con�guração de barramento em anel.

3.5 Comparativo entre as possíveis con�gurações de

subestações

Como a escolha da con�guração da subestação depende de cada projeto e muitas

vezes as vantagens e desvantagens de cada con�guração não estão muito claras,

é interessante fazer uma comparação entre as con�gurações para que na hora de

escolher a opção, para um determinado projeto, consiga-se fazer isso da forma mais

otimizada possível. A tabela 3.1 retrata essa comparação entre as con�gurações de

subestações expostas nesse capítulo.

39

Tabela 3.1: Comparativo entre con�gurações de subestações [12].

Con�guração Con�abilidade Simplicidade

construtiva

Flexibilidade

operativa

Facilidade de expansão Facilidade de

manutenção

Fator de

custo

Barramento Simples Muito Baixa Boa Não tem Somente com desligamento

completo

Boa 1

Barramento Simples com seccionamento Baixa Boa Baixa Com desligamento parcial Boa >1

Barramento principal e auxiliar Regular Boa Regular Somente com desligamento

completo

Boa 1,2

Barramento duplo a 4 chaves Muito boa Regular Boa Boa Regular 1,4

Barramento duplo a 5 chaves Muito boa Baixa Muito boa Boa Boa 1,5

Barramento com 1 disjuntor e meio Muito boa Boa Muito boa Muito boa Boa 1,6

Barramento com 2 disjuntores Excelente Excelente Excelente Excelente Boa 2

Barramento em anel Regular Baixa Regular Baixa Regular 1,1

40

Capítulo 4

Introdução da álgebra booleana

utilizada para elaboração das lógicas

das UACs

O objetivo principal deste capítulo é introduzir a álgebra booleana, visando um

entendimento melhor do funcionamento das lógicas utilizadas para implementação

do controle dos equipamentos de manobra de uma subestação.

4.1 De�nição da álgebra booleana utilizada na ló-

gica de controle de uma subestação

Como o programa de parametrização do IED, DIGSI, faz uso da álgebra booleana,

utilizamos esta técnica para elaboração da lógica de controle das UACs.

Dentro da lógica booleana uma variável pode ter somente duas possibilidades,

uma delas o verdadeiro e a outra o falso. Fazendo-se uso do sistema binário de

numeração, as possibilidades só podem ter, então, dois valores possíveis que são

denotados como [0,1]. Essas possibilidades lógicas podem representar situações da

vida real, como está �xado na tabela 4.1.

Na álgebra booleana existem apenas três funções básicas. São elas, a função AND

(E), OR (OU) e a NOT (NÃO). Existem também algumas funções que aparecem a

partir da combinação dessas funções básicas.

Como o número de valores que cada variável pode assumir é �nito (1 ou 0), o

número de estados que uma função booleana pode assumir também será �nito, o

que signi�ca que podemos descrever completamente as funções booleanas utilizando

tabelas. Por conta deste fato, uma tabela que descreva uma função booleana tem o

nome de tabela verdade. Nela são listadas todas as combinações de valores que as

variáveis de entrada podem assumir e os respectivos valores das variáveis de saída.

41

Tabela 4.1: Possibilidades de informações dos estados lógicos [15].

Nível Lógico 0 Nível Lógico 1Falso Verdadeiro

Desligado LigadoBaixo AltoNão Sim

Chave aberta Chave FechadaIntertravamento liberado Intertravamento não liberado

4.1.1 Operações básicas da álgebra booleana

Aborda-se aqui somente as operações básicas da álgebra booleana que serão utiliza-

das para elaboração da lógica de controle dos equipamentos de manobra da subesta-

ção estudada. Mais adiante, encontram-se algumas outras funções mais especí�cas

que também serão utilizadas na lógica.

4.1.1.1 Operação E (Multiplicação Lógica)

Por de�nição, pode-se dizer que a saída da função lógica E valerá 1 se, e somente se,

todas as suas respectivas entradas valerem 1. Em outras palavras, se uma entrada

do bloco lógico E for 0, então a saída da função E será 0.

O símbolo usualmente utilizado nos blocos lógicos para representar um bloco E

é o �&�.

A operação E só pode ser de�nida por, pelo menos, duas variáveis. Ou seja, não

é possível realizar a operação sobre somente uma variável. Devido a isso, o operador

E é dito como binário.

Um símbolo possível para representar a operação E é �.�, tal como o símbolo da

multiplicação algébrica (dos reais). Porém, como estamos trabalhando com variá-

veis booleanas, sabemos que não se trata da multiplicação algébrica, mas sim da

multiplicação lógica.

4.1.1.2 Operação OU (Adição Lógica)

Nesse operador, a saída será 0, somente quando todas a variáveis de entrada forem

iguais a 0. Se alguma das entradas do bloco lógico for igual a 1, então a saída do

operador OU será igual a 1.

O símbolo usualmente utilizado nos blocos lógicos para representar um bloco OU

é o �>=1�.

Assim como a operação E, a operação OU só pode ser de�nida entre, pelo menos,

duas variáveis.

42

Um símbolo possível para representar a operação OU é �+�, tal como o símbolo

da adição algébrica. Porém, como estamos trabalhando com variáveis booleanas,

sabemos que não se trata da adição algébrica, mas sim da adição lógica.

4.1.1.3 Operação Complementação (Negação ou Inversão Lógica)

É a operação cujo resultado é simplesmente o valor complementar ao que a variável

apresenta. Também devido ao fato de uma variável booleana poder assumir um

entre somente dois valores, o valor complementar será 1 se a variável vale 0 e será 0

se a variável vale 1.

Na lógica, utiliza-se um círculo na entrada de um outro bloco lógico para repre-

sentar que aquela entrada possui a operação de inversão de lógica.

Diferente das operações OU e E, a operação complementação é de�nida por uma

variável, ou seja, esse operador é unitário.

4.1.2 Portas lógicas e suas respectivas tabelas verdade

Uma função booleana pode ser representada pela sua tabela verdade e pela sua forma

grá�ca. No caso da forma grá�ca, cada operador está associado a uma simbologia

diferente. Esses símbolos são conhecidos como portas lógicas. A tabela verdade

lista as possibilidades de combinações entre dois valores booleanos e os respectivos

resultados para cada tipo de operação.

Nas seções a seguir, apresentam-se os blocos de função das portas lógicas E, OU

e NÃO [14].

4.1.2.1 Porta E

Na �gura 4.1 observa-se a simbologia da porta E. À esquerda estão dispostas as

entradas (no mínimo duas) e à direita, a saída única. Na �gura 4.2 constata-se a

simbologia de�nida pela norma ANSI e IEEE, e também escolhidas para elaboração

da lógica implementada nas UACs. Ela possui as mesmas descrições referentes as

entradas e a saída da �gura 4.1.

Figura 4.1: Simbologia tradicional da porta lógica E.

O comportamento da porta E está ilustrado na tabela verdade 4.2. Ela mostra

que a saída da porta lógica será 1 somente quando todas as entradas forem 1.

43

Figura 4.2: Simbologia de�nida pela norma IEEE/ANSI da porta lógica E.

Tabela 4.2: Tabela verdade Porta E.

A B X0 0 00 1 01 0 01 1 1

4.1.2.2 Porta OU

Na �gura 4.3 pode ser vista a simbologia da porta OU. À esquerda �cam situadas

as entradas e à direita, a saída. Assim como na porta E, a porta OU pode ter duas

ou mais entradas e apenas uma saída. Na �gura 4.4 atenta-se para a simbologia que

é de�nida pela norma ANSI e IEEE, e que pode também ser utilizada para elaborar

a lógica.

Figura 4.3: Simbologia tradicional da porta lógica OU.

Figura 4.4: Simbologia de�nida pela norma IEEE/ANSI da porta lógica OU.

A tabela 4.3 mostra a tabela verdade referente a porta OU. Ela de�ne que a

saída da porta lógica será 0 somente quando todas as entradas forem 0.

44

Tabela 4.3: Tabela verdade Porta OU.

A B X

0 0 0

0 1 1

1 0 1

1 1 1

4.1.2.3 Porta NÃO

A porta que simboliza a complementação está ilustrada na �gura 4.5. Está porta

também é conhecida como porta inversora ou negadora. Ela tem a função de trocar

o estado da variável, tanto de entrada, como de saída das outras portas lógicas. Por

exemplo, se uma entrada de uma porta E for 1 e essa porta for negada, ela passará a

ser 0. Na �gura 4.6 avista-se a simbologia da porta NÃO sendo utilizada em outras

duas portas diferentes que são a porta E e a porta OU. Pode-se veri�car que basta

colocar um círculo na entrada da porta lógica para ser de�nido que aquela entrada

está negada.

Figura 4.5: Simbologia tradicional da porta lógica NÃO.

Figura 4.6: Simbologia das portas lógicas E e OU com suas entradas negadas.

A tabela 4.4 representa a tabela verdade da função NÃO e de�ne que a função

NÃO inverte o sinal de entrada.

Tabela 4.4: Tabela verdade Porta NÃO

A X0 11 0

45

4.1.3 Outros blocos de funções

É importante relembrar mais outros 4 blocos de funções que são os temporizadores,

Rtrig, Flip-Flop SR e o Lim-alrm, para se adquirir um sólido entendimento da lógica

dos equipamentos de manobra de uma subestação implementadas nas UACs, como

será exposto adiante.

4.1.3.1 Temporizadores

Os temporizadores funcionam com atrasos de tempo pré determinados, ou seja,

quando sua entrada estiver recebendo a variável lógica de valor 1, o temporizador

começará a contabilizar um intervalo de tempo pré estabelecido para que �nalmente

sua saída contabilize a variável lógica 1. A �gura 4.7 mostra o bloco lógico dos

temporizadores.

Figura 4.7: Bloco lógico dos temporizadores [13].

4.1.3.2 Flip-Flop SR (SET-RESET)

Quando houver variação do clock, o valor guardado no �ip-�op será mantido se R e

S forem ambos iguais a 0. O valor mudará para 0, se a entrada R for 1, e por �m,

�cará 1 se a entrada S for 1. Haverá uma inconformidade se as duas entradas (R e

S) forem iguais a 1. Na �gura 4.8 tem-se o circuito equivalente do �ip-�op SR.

Figura 4.8: Circuito do Flip-Flop SR [14].

4.1.3.3 Rtrig

Essa função é utilizada para detectar �anco de subida. Imagina-se um degrau.

Enquanto a entrada for 0, a saída também terá o mesmo valor 0. Quando estivermos

46

na subida do degrau, ou seja, saindo da variável lógica de valor 0 e indo para 1, a

saída do bloco de função Rtrig será 1. Quando estivermos na parte constante do

degrau, isto é, mantendo constante a entrada no valor lógico 1, teremos a saída no

valor 0. E por �m, quando estivermos na descida do degrau, isto quer dizer que a

entrada saíra de um valor 1 e passará a possuir o valor 0, teremos a saída em 0.

Como se pode notar, essa função é utilizada para manter a variável de saída no

valor 1, em apenas um período, quando estivermos mudando a entrada de 0 para 1.

Na �gura 4.9 podemos observar o bloco lógico da função Rtrig.

Figura 4.9: Bloco lógico da função Rtrig [13].

4.1.3.4 LIM-ALRM

Nesta função, ocorre a supervisão de uma faixa de valores da variável de entrada

do bloco da função. Ou seja, se a variável de entrada estiver dentro de uma faixa

pré determinada de valores, quer dizer que está tudo bem e nada é feito. Se aquela

variável de entrada estiver fora da faixa de valores prevista, então um alarme é

acionado para que o operador da subestação possa ser informado de que há algo

de errado com aquela variável. Na �gura 4.10 observa-se o bloco lógico da função

LIM-ALRM.

Figura 4.10: Bloco lógico da função LIM-ALRM [13].

47

Capítulo 5

Avaliação da lógica dos dispositivos

de manobra do setor de 230kV da

subestação de Barro Alto

Neste capítulo toma-se como base a lógica feita para o setor de 230 kV da subestação

de Barro Alto e se esclarecem todos os pontos de cada parte da lógica. No setor de

230 kV, além de vãos de linhas de transmissão tem-se também a presença de banco

de capacitores, transformadores, reatores, compensador estático e amarre. Desta

forma, cada vão desses citados possui sua particularidade quanto à manobra de seus

dispositivos de campo. Por isto, iremos considerar a lógica de cada vão desse e

explicitar algumas particularidades.

Importante ser ressaltado que o setor de 230kV da subestação de Barro Alto

possui a con�guração de barra dupla quatro chaves e que o arranjo da subestação

in�uência nas lógicas de controle dos dispositivos de manobra da subestação.

5.1 Análise da lógica do vão da linha Niquelândia

do setor de 230kV

O caderno de lógica da UAC do vão da linha de transmissão de Niquelândia é com-

posto pela supervisão da UAC, estado das seccionadoras do vão, estado do disjuntor

do vão, lógica de manobra e intertravamento e fechamento/abertura das secciona-

doras e disjuntor do vão, seleção da chave 43 posição normal/transferida, habili-

tar/desabilitar religamento da linha e a lógica de veri�cação do sincronismo para

fechamento do disjuntor do vão. Nas seções seguintes, são apresentados resultados

de análise aprofundada de cada etapa dessa lógica [13].

48

5.1.1 Lógica de supervisão da UAC

Como pode ser visto na �gura 5.1, essa lógica serve para supervisionar os módulos

da UAC, incluindo o módulo da fonte de alimentação. Já foi mencionado que cada

módulo é supervisionado se está sendo acessado pela CPU (Estado do módulo), ou

se possui algum problema de funcionamento com os circuitos das placas dos módulos

(Diagnóstico do módulo). Como o bloco lógico "OU"é utilizado, se qualquer um dos

módulos do IED não estiver conseguindo ser acessado pela CPU ou estiver com algum

problema, isto será informado ao operador através de um LED no supervisório. A

saída estar negada signi�ca que enquanto as condições das entradas estiverem sendo

respeitadas, teremos a saída retornando o valor binário 0. Com isto, o LED �ca

sempre verde, ou seja, o funcionamento dos módulos está correto. Se eventualmente

as condições de entrada que mencionamos não estiverem sendo respeitadas, a saída

passará a retornar a variável lógica 1 e esse LED �cará vermelho, informando ao

operador que há algo de errado com aquela UAC.

Examinando-se a lógica, pode-se constatar que ela possui módulos de entrada

digital, que servem para receber dados de campo que entrarão na UAC, requisitados

pela lógica, para que manobras sejam liberadas e informações sejam passadas ao

operador da subestação.

As saídas digitais são utilizadas para enviar comandos a campo para que os

equipamentos de manobra sejam movidos.

A quantidade de entradas e saídas digitais irão depender de cada projeto.

5.1.2 Lógica de estados da seccionadora 7521

Nesta parte da lógica é feita uma veri�cação do estado da seccionadora. Como se

pode observar na �gura 5.2, selecionam-se duas entradas digitais dessa UAC que

dizem respeito a informação que vem do campo de que a seccionadora está aberta

ou fechada. Elas são processadas por uma lógica que informará a consistência da

posição da seccionadora ou se ela se encontra em transição.

Relativamente a esta lógica, observa-se que na primeira entrada do bloco

"E"existe a informação de que a seccionadora 7521 está aberta e existe também

a entrada negada de que a seccionadora 7521 está fechada. Esta informação que en-

tra negada de que ela está fechada serve para reforçar a consistência da informação

de saída. Com isso, se essas duas informações estiverem sendo respeitadas, a saída

estará acionada para indicar que a posição da seccionadora 7521 está aberta consis-

tente. Essa saída servirá para a construção, mais à frente, da lógica de abertura da

própria seccionadora 7521 e para a lógica de manobra e intertravamento de outras

seccionadoras.

No segundo bloco "E", a UAC recorre às mesmas duas entradas digitais do pri-

49

EN

TR

AD

A

ID

EN

TIF

. D

A

VA

RIÁ

VE

L

FO

LH

A

NÚ

ME

RO

ID

EN

TIF

. D

A

VA

RIÁ

VE

L

FO

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NÚ

ME

RO

SA

ÍD

A

LÓ

GIC

A D

E S

UP

ER

VIS

ÃO

D

A U

AC

06

TB

-200160-B

T-L

OG

-006

Figura5.1:

Lógicade

supervisão

daUAC6referenteao

vãoda

linha

Niquelândia(230kV

).

50

meiro bloco "E", sendo que agora a informação de que a seccionadora 7521 está

aberta é que entra negada e a entrada de que a seccionadora 7521 está fechada

entra sem estar negada. Desta forma, tendo o valor booleano 1 nas duas entradas,

tem-se a saída acionada indicando que a seccionadora 7521 estaria na posição fe-

chada consistente. Esta saída também servirá para a lógica futura de abertura da

própria seccionadora 7521 e para a lógica de manobra e intertravamento de outras

seccionadoras.

Os dois últimos blocos "E"são responsáveis por retornar a constatação de que

a seccionadora 7521 está em posição inconsistente. Isso é feito da seguinte forma:

Um dos blocos "E"possui as entradas de que a seccionadora 7521 está aberta e de

que está fechada ao mesmo tempo. No outro bloco "E", as entradas são de que a

seccionadora 7521 não está nem aberta e nem fechada. A primeira possibilidade, por

não existir �sicamente, já nos retorna a informação de que aquela seccionadora está

inconsistente. A outra opção devemos fazer uma veri�cação. Se passado um tempo

um pouco maior que o tempo de abertura ou fechamento da seccionadora e ainda

estivermos recebendo o dado de que ela continua nem aberta e nem fechada, é sinal

de que houve algum problema. Com isso, é retornada a conclusão de que a seccio-

nadora está inconsistente. Porém, se passado o tempo de abertura e fechamento e a

seccionadora não retornar mais isso, é sinal de que ela estava em transição, ou seja

saindo de uma posição fechada para abrir, ou saindo da posição aberta para fechar.

O tempo do temporizador é ajustado para um valor um pouco maior do que o

tempo de abertura ou fechamento da chave seccionadora. Isso ocorre justamente

para que possamos ter um status con�ável daquela seccionadora, depois de passado

o tempo necessário para ela manobrar.

As outras seccionadoras, são elas a 7523, 7527, 7529, 7520T, irão possuir a mesma

lógica de estado da seccionadora que foi apresentada pela seccionadora 7521. Essas

seccionadoras podem ser vistas no diagrama uni�lar da subestação de Barro Alto no

setor de 230kV, no vão da linha Niquelândia apresentado no apêndice A. Todas as

informações de posição aberto consistente e fechado consistente das seccionadoras

são utilizadas em lógicas futuras de manobra e intertravamento das seccionadoras e

abertura e fechamento das mesmas.

5.1.3 Lógica de estados do disjuntor 7528

Esta lógica de estados do disjuntor assemelha-se muito com a da seccionadora, di-

ferindo apenas na não obtenção da informação de que o disjuntor está em transição

e no tempo mais curto do temporizador.

Nesta lógica, não se obtém a informação de que o disjuntor está em transição,

pelo fato de que a abertura do disjuntor é feita de forma muito rápida, muitas vezes

51

EN

TR

AD

A

ID

EN

TIF

. D

A

VARIÁVEL

FO

LH

A

NÚMERO

ID

EN

TIF

. D

A

VARIÁVEL

FO

LH

A

NÚMERO

SAÍDA

ES

TA

DO

S D

A S

EC

CIO

NA

DO

RA

S

C 7521

TB

-200160-B

T-L

OG

-006

Figura5.2:

Lógicade

estadosda

seccionadora

7521

dovãoda

linha

Niquelândia(230kV

).

52

em milissegundos. Com isso, passados alguns segundos, não existe a possibilidade

de dúvida de que ele possa estar em transição. A única dúvida é se ele está aberto

ou fechado.

A outra diferença entre as lógicas é a questão do tempo do temporizador. Esse

tempo na lógica do disjuntor é bem menor que na lógica da seccionadora justamente

por conta de que o tempo de abertura e o tempo de fechamento do disjuntor serem

bem menores do que o da seccionadora.

Observa-se na �gura 5.3 que, assim como na lógica de estados da seccionadora,

a informação da posição aberto consistente é obtida através da entrada digital que

indica que o disjuntor está aberto e da entrada digital que indica que o disjuntor está

fechado, os dois sinais entrando em um bloco "E", com a informação do disjuntor

fechado entrando negado. Obtém-se também a informação de que o disjuntor está

em posição fechado consistente através destas mesmas duas entradas digitais, sendo

que agora a entrada de que o disjuntor está aberto entra negada no bloco "E"e

a entrada de que o disjuntor está fechado entra sem ser negada. Desta forma,

é necessário que estas duas entradas, nos dois casos, sejam atendidas para que a

saída seja habilitada e utilizada nos intertravamentos de algumas seccionadoras e no

fechamento e abertura do próprio disjuntor 7528.

Observa-se também a presença da lógica que informa que o disjuntor está incon-

sistente. Analisando-se a �gura 5.3 constata-se que a lógica é bem parecida com a

de estados da seccionadora, porém existem as diferenças no tempo do temporizador

e na posição do mesmo. Quanto ao tempo, foi visto o porque da diferença, sendo

que a diferença da posição do temporizador ocorre porque no disjuntor não existe a

dúvida se ele esta em transição, mas sim se houve algum problema mecânico com ele

ou com o relé auxiliar dele. Desta forma, é prudente esperar um tempo após obter-se

a informação de que ele está fechado e aberto ao mesmo tempo, pra diagnosticarmos

de que o disjuntor está inconsistente. Ou seja, a informação de que o disjuntor está

aberto e ao mesmo tempo fechado, depois de passados dois segundos ou de que o

disjuntor não está nem aberto e nem fechado levam à saída de que o disjuntor está

inconsistente.

5.1.4 Lógica de manobra e intertravamento da seccionadora

7521

De acordo com a �gura 5.4, na ordem para colocar a seccionadora em manutenção

via SAGE, o operador envia o comando e ele entra num set-reset e o sinal �ca me-

morizado no �ip-�op. Com isso, se o comando de manutenção é emitido, aquela

seccionadora �ca liberada para manutenção. Se for dado o comando para manobra,

o reset é acionado e o sinal memorizado no �ip-�op é apagado, ao mesmo tempo

53

EN

TR

AD

A

ID

EN

TIF

. D

A

VARIÁVEL

FO

LH

A

NÚMERO

ID

EN

TIF

. D

A

VARIÁVEL

FO

LH

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NÚMERO

SAÍDA

ES

TA

DO

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OR

D

J 7528

TB

-200160-B

T-L

OG

-006

Figura5.3:

Lógicade

estadosdo

disjuntor7528

dovãoda

linha

Niquelândia(230kV

).

54

em que essa seccionadora é retirada para manutenção. Pode ser veri�cado que o

comando detêm também o nome de cartão vermelho inserido, isso porque anterior-

mente, quando esse comando era realizado localmente, inseria-se um cartão vermelho

na UAC.

Observa-se que a variável de saída do set-reset é uma CST (Calculada-Status),

ou seja uma variável que retorna o status de algum equipamento. Essa informação

vai para o supervisório da subestação que a repassa ao operador. Existem algu-

mas variáveis internas (VI) que �cam associadas a uma CST, para que possam ser

utilizadas, futuramente, em outra parte da lógica.

A ordem de manutenção entrando negada em uma das entradas do bloco "E"de

quatro entradas signi�ca que a seccionadora não estar em manutenção é uma con-

dição para que seu intertravamento seja liberado.

O primeiro bloco "E"que entra no bloco "OU"representa o cenário em que o ope-

rador vai colocar o disjuntor em manutenção e transferir a proteção para o disjuntor

do amarre. Com isso, o amarre é fechado e, assim, as duas barras �cam em con-

tato. Com o fechamento da seccionadora de �nal 3 do vão, e todas as seccionadoras

de by-pass abertas, �ca garantido que o amarre não estará unindo as barras para

alimentar alguma linha, mas sim para colocar as barras no mesmo potencial.

Outra opção para liberar o intertravamento da seccionadora de �nal 1 está re-

presentada pelo segundo bloco "E"que entra no bloco "OU". Nele tem-se todas

as seccionadoras de by-pass abertas, a seccionadora de �nal 3 aberta e o disjuntor

do vão aberto. Neste cenário, tem-se os passos necessários para liberar o intertra-

vamento da seccionadora 7521 no caso de voltar com a proteção transferida para

normal, ou seja, com o disjuntor do vão atuando em caso de qualquer falta no vão

da linha.

As outras duas condições para que o intertravamento da seccionadora seja libe-

rado é que não haja nenhum defeito nela e que a chave 43 L/R esteja na posição

remoto. A chave 43 é um relé biestável que permite fazer a proteção localmente

ou remotamente. Para que a manobra da seccionadora seja executada através do

SAGE, é necessário que a chave esteja na posição remoto, porque assim o operador

se habilita a enviar o comando remotamente para a seccionadora.

Se um dos cenários dos blocos "E"estiver sendo respeitado aliado à chave 43 em

posição remota, a seccionadora não estando em manutenção e não possuindo defeito

interno, o intertravamento da seccionadora 7521 estará liberado.

5.1.5 Lógica de abertura e fechamento da seccionadora 7521

Na �gura 5.5 pode ser observado que a parte de cima da lógica refere-se ao fecha-

mento da seccionadora e a parte de baixo, à abertura.

55

EN

TR

AD

A

ID

EN

TIF

. D

A

VA

RIÁ

VE

L

FO

LH

A

NÚ

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ID

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TIF

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A

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RA

VA

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O S

C 7521

TB

-200160-B

T-L

OG

-006

VA

RIÁ

VE

LN

ÚM

ER

O

Figura5.4:

Lógicade

manobra

eintertravamento

daseccionadora

7521

dovãoda

linha

Niquelândia(230kV

).

56

Em relação ao fechamento, observa-se que as condições são que o intertravamento

da seccionadora esteja liberado, ou seja, pode-se abrir ou fechar essa seccionadora

que não ocorrerá nenhum problema, que a seccionadora inicialmente esteja na posi-

ção aberta consistente, porque se ela estiver fechada não faz sentido querer fechá-la,

e que a ordem de fechamento tenha sido dada remotamente pelo operador da su-

bestação. A saída do bloco "E"entra num set-reset para assegurar que, quando a

seccionadora estiver na posição fechada consistente, não seja enviada a informação

de que houve uma falha no comando de fechamento. Com isso, o set-reset interrompe

o envio da variável lógica.

Se eventualmente essa seccionadora não fechar por um intervalo de tempo de 30

segundos, tempo maior que o de fechamento da seccionadora, ter-se-à a informação

que irá para o operador de que houve uma falha no comando de fechamento daquela

seccionadora, para que ele tome as medidas cabíveis.

A função Rtrig está sendo utilizada para enviar a informação de que houve uma

falha no comando de fechamento da seccionadora, quando a informação de que a

seccionadora está fechada consistente não apagar a informação do set-reset de que

a ordem para fechamento foi dada. Neste caso, tem-se o cenário de que passado um

tempo maior do que a seccionadora tem para fechar, ela não tenha fechado. Desta

forma, houve uma falha no comando de fechamento e a variável lógica 1 será passada

para o bloco Rtrig que detectará o �anco de subida e enviará a informação para o

operador de que houve um erro no comando de fechamento dessa seccionadora.

Na parte de baixo da lógica percebe-se que remete-se à abertura da seccionadora.

As lógicas de abertura e fechamento são iguais. O que irá diferenciá-las será a

informação que entra no bloco "E"e no set-reset.

Para abrir a seccionadora, necessita-se dar uma ordem remotamente para sua

abertura, o intertravamento tem que estar liberado para que, quando a seccionadora

for aberta, não ocorra a existência de um arco e ela deve estar inicialmente fechada

consistente. Existe a presença do set-reset que, assim como no fechamento, impede

que a informação seja passada ao operador de que houve uma falha na abertura da

seccionadora, se ela já estiver aberta consistente.

A presença do temporizador e Rtrig na lógica de abertura têm a mesma função

que na lógica de fechamento da seccionadora.

Considerando que as lógicas de abertura e fechamento das seccionadoras são

iguais, utiliza-se apenas esta lógica de abertura e fechamento para efeito ilustrativo,

mas cada seccionadora tem sua lógica.

57

EN

TR

AD

A

ID

EN

TIF

. D

AF

OL

HA

ID

EN

TIF

. D

A

VARIÁVEL

FO

LH

A

NÚMERO

SAÍDA

FE

CH

AM

EN

TO

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BE

RT

UR

A S

C 7521

TB

-200160-B

T-L

OG

-006

VARIÁVEL

NÚMERO

Figura5.5:

Lógicade

abertura/fechamento

daseccionadora

7521

dovãoda

linha

Niquelândia(230kV

).

58


7523

Esta seccionadora possui a mesma lógica de manobra da seccionadora 7521, por

conta da topologia do circuito e por conta delas possuírem simetria. A única dife-

rença que pode ser notada na �gura 5.6 é a informação que entra nos dois blocos

"E". Ao invés das entradas serem que a seccionadora 7523 estará fechada e aberta

consistente, a informação será de que a seccionadora 7521 deve estar fechada con-

sistente no primeiro bloco "E"e, no segundo, ela deve estar aberta consistente. A

interpretação da lógica é a mesma da que foi feita na seccionadora 7521.


7527

Como pode ser constatado na �gura 5.7, tem-se aqui também a lógica de manu-

tenção e manobra. O operador da subestação envia o comando de colocar aquela

seccionadora em manutenção e o comando �ca �xado e recebe a informação de que

aquela seccionadora está em manutenção. Quando o operador envia a ordem para

manobrá-la, a informação de que a seccionadora está em manutenção é apagada e

ela deixa de estar em manutenção.

Para se obter o intertravamento liberado da seccionadora 7527, é necessário que

ela não esteja em manutenção, não possua qualquer tipo de defeito interno e que a

chave 43 L/R esteja na posição remoto. A chave 43 é um relé biestável que permite

fazer a manobra localmente ou remotamente da seccionadora, como encontra-se na

lógica de manobra e intertravamento da seccionadora 7521, na seção 5.1.4.

Outra condição para que o intertravamento da seccionadora 7527 seja liberado é

que a seccionadora de terra e o disjuntor do vão estejam abertos consistentes. Isso

ocorre porque, quando a seccionadora de terra é fechada, a �nalidade é proteger

quem irá trabalhar na linha. Isto porque por mais que o disjuntor do vão esteja

fechado, o nível de tensão da linha não será elevado. Em consequência, quando a

seccionadora de terra é fechada dos dois lados da linha de transmissão, a tensão

residual da linha se extingue. Se a seccionadora de terra é fechada junto com o

disjuntor e a seccionadora 7527, um curto-circuito na barra será produzido. Por

isso, essas condições são �xadas para a liberação do intertravamento da seccionadora

7527.

Respeitadas essas condições, ter-se-á o intertravamento dessa seccionadora libe-

rado. Essa informação de que o intertravamento está liberado vai entrar na lógica de

abertura e fechamento dessa seccionadora e será uma das condições para liberar o

comando tanto de fechamento como de abertura, assim como foi com a seccionadora

59

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C 7523

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-200160-B

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-006

Figura5.6:

Lógicade

manobra

eintertravamento

daseccionadora

7523

dovãoda

linha

Niquelândia(230kV

).

60

seletora de barra 7521.


7529

Nesta lógica, como pode ser visto na �gura 5.8, aplica-se a mesma lógica de manu-

tenção explicitada e explicada em todas as outras seccionadoras.

Para liberar o intertravamento da seccionadora 7529, é necessário que, pelo me-

nos, uma das seletoras de barra do vão (7521 ou 7523) esteja na posição fechada

consistente, pois assim �ca garantida que a alimentação do vão está sendo feita pelo

disjuntor do vão e não pela seccionadora de by-pass 7529. Por este mesmo motivo,

é necessário que a seccionadora 7527 esteja na posição fechada consistente, assim

como o disjuntor do vão 7528.

É necessário ainda que o vão de transferência e todas as seccionadoras de by-pass

estejam fechadas. Isso porque coloca as duas barras no mesmo potencial e garante

que o amarre não esteja sendo utilizado para proteger nenhum outro vão.

A entrada digital "Barra B em transferência"é utilizada para mostrar que a barra

B será usada para transferir a proteção para o disjuntor do amarre e para utilizar

a seccionadora de by-pass do vão, como pode ser visto no apêndice A. Essa entrada

digital na subestação de Barro Alto é habilitada pelo operador quando ele utiliza

uma chave em uma fechadura situada no painel de proteção e controle. Essa chave

serve pra habilitar essa entrada digital em todos os vãos, sendo que, como só essa

entrada pode ser habilitada para um vão quando ela estiver desabilitada em todos

os outros, em Barro Alto é utilizada a solução de usar uma chave. Isto porque,

desta forma, para habilitar essa entrada digital em um vão, deve-se desvirar a chave

da outra fechadura, ou seja, desabilitar a "Barra B em transferência"para esse vão,

retirá-la e colocá-la na fechadura referente ao vão a ser habilitado. Desta forma, �ca

garantido que o amarre só será utilizado para realizar a proteção de um vão por vez.

Outra necessidade para liberação do intertravamento é a seccionadora 7520T,

a de terra, estar aberta consistente, porque se ela não estiver aberta, tem-se um

curto-circuito no barramento da subestação.

Importante ressaltar também de que a proteção não pode estar em normal, ou

seja, o disjuntor do vão não pode ser o único responsável pela proteção do vão. Isto

ocorre porque quando se fecha a seccionadora de by-pass, uma parte da alimentação

estará sendo feita pelo amarre e, se esse disjuntor não estiver habilitado para fazer

a proteção, esse percurso estará desprotegido. Desta forma, tem-se a presença da

variável interna (VI) "43 NT Intermediária"entrando no bloco "E". Essa variável

interna vem da lógica de seleção da chave 43 NT, situada na seção 5.1.12. A proteção

do vão estar intermediária quer dizer que o disjuntor do amarre e o disjuntor do vão

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TB

-200160-B

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-006

Figura5.7:

Lógicade

manobra

eintertravamento

daseccionadora

7527

dovãoda

linha

Niquelândia(230kV

).

62

estarão responsáveis pela proteção.

Todas essas condições estão relacionadas com a intenção de manobrar a secciona-

dora 7529 quando se necessita fazer uma manutenção no disjuntor do vão, e também

quando se deseja fazer o caminho contrário, ou seja, reconectar o disjuntor do vão.

Assim como em todas as outras seccionadoras e pelo mesmo motivos delas, é

preciso que a seccionadora 7529 não possua nenhum defeito interno e que a chave

43 L/R esteja na posição remoto.


7520T

Nesta lógica, como observado na �gura 5.9, tem-se a lógica de manutenção como em

todas as outras seccionadoras e com o mesmo objetivo de todas as outras.

A condição de que as seccionadoras 7527 e 7529 devem estar abertas para poder

liberar o intertravamento da seccionadora de terra mostra que tem-se a intenção de

manobrá-la apenas para resguardar a equipe que irá trabalhar na linha.

A presença do bloco "LIM-ALRM"é explicada pela necessidade de acesso às

tensões de cada fase da linha. Esse bloco supervisiona a tensão de cada fase e

analisa se ela esta dentro de um intervalo de�nido.

A seccionadora de terra sendo fechada com a linha de transmissão alimentando

a carga resultará em fechamento de um curto-circuito para a terra. Como as linhas

são longas, pode ocorrer ainda alguma tensão induzida sobre elas, mesmo que es-

tejam desligadas de seus terminais. No caso da linha estar desenergizada em suas

extremidades, pode-se manobrar a seccionadora de terra. Para garantir isso, pode-se

�xar limites de tensão para essas induções. Esses limites são valores de segurança

máximos que garantem que a corrente que irá passar pela seccionadora de terra é

aceitável.

Temos também, como em todas as outra seccionadoras, a necessidade de que a

seccionadora 7529 não possua nenhum defeito interno e que a chave 43 L/R esteja

na posição remoto.

Com todos esses requisitos sendo atendidos, ter-se-á o intertravamento da secci-

onadora de terra liberado.

5.1.10 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor

7528

Na lógica de manobra e intertravamento do disjuntor, pode-se observar na �gura

5.10 que a lógica para colocar o disjuntor em manutenção é igual à lógica para

colocar a seccionadora em manutenção, e que é retirado de manutenção quando o

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Figura5.8:

Lógicade

manobra

eintertravamento

daseccionadora

7529

dovãoda

linha

Niquelândia(230kV

).

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Figura5.9:

Lógicade

manobra

eintertravamento

daseccionadora

7520Tdo

vãoda

linha

Niquelândia(230kV

).

65

operador envia o comando para manobrar o disjuntor 7528.

Além dessa lógica, ainda a considerar a lógica de linha viva. Essa lógica diz res-

peito a algumas correções e manutenções que são feitas em subestações sem precisar

desenergizar a linha ou até mesmo abrir o disjuntor do vão. Ela possui o mesmo

princípio da lógica de manutenção, ou seja, se o operador realizar o comando para

ordenar que se realize o trabalho em linha viva, esse comando �cará armazenado no

set-reset e um sinal será enviado ao supervisório para que ele tenha a con�rmação

de que seu comando teve êxito. Desta forma, a equipe que realiza as eventuais corre-

ções na subestação pode exercê-las. Quando a equipe termina, o operador realiza o

comando para retirar a linha do trabalho em linha viva. A ordem para trabalho em

linha viva realizada pelo operador não deixa com que ele consiga fechar o disjuntor

para salvaguardar a equipe que está realizando o procedimento na subestação.

Pode ser visto que o comando detêm também o nome de cartão laranja inserido.

Isto porque antigamente, quando esse comando era realizado localmente, inseria-se

um cartão laranja na UAC.

Outras exigências necessárias para que o intertravamento do disjuntor seja libe-

rado são que os bloqueios pela atuação das proteções 86BF (Breaker Failure) e 86

diferencial da barra não estejam atuados. A proteção de falha de disjuntor, tam-

bém conhecida como 50/62BF, não pode estar atuada, porque isso indica que algum

disjuntor do setor de 230kV está com problema. Desta forma, não se pode fechar

o disjuntor do vão da linha Niquelândia, porque então se estaria correndo o risco

de eventualmente alimentar um curto-circuito no vão em que o disjuntor está com

problemas. O relé auxiliar 86 diferencial de barra estar bloqueado pela proteção

indica que existe algum curto-circuito na barra. Assim sendo, se o disjuntor do vão

for fechado com esse proteção atuada, o curto-circuito será alimentado e, provavel-

mente, algum equipamento e/ou cabeamento será dani�cado. Ainda considerando

o que foi apresentado anteriormente, essas duas proteções não deixam com que o

operador consiga fechar nenhum disjuntor do setor de 230kV, inclusive o disjuntor

7528.

No intertravamento do disjuntor 7528 não existe o bloqueio não atuado das prote-

ções primária e alternada da linha como condição para liberação do intertravamento.

Isto ocorre porque essas proteções, em geral, acontecem por motivos momentâneos

como uma folhagem ou galho cair na linha ou até mesmo uma queimada acontecer

perto da linha e fazer com que a resistividade do ar no local diminua acarretando na

possibilidade do aparecimento de um curto entre as fases. Por conta desses eventos

em sua maioria serem breves, existe a lógica de habilitar o religamento da linha

que o operador tenta religar, assim que ocorrer um curto nela. Se essas proteções

intertravassem o disjuntor 7528, o operador não iria conseguir religar a linha e a

lógica de religamento seria desnecessária.

66

Respeitadas essas condições e adicionadas com a chave 43 na posição remoto,

ter-se-á o intertravamento do disjuntor 7528 liberado.

5.1.11 Lógica de abertura e fechamento do disjuntor 7528

Observa-se que essa lógica de fechamento e abertura do disjuntor é muito parecida

com a da seccionadora, as únicas diferenças ocorrendo no tempo do temporizador

e que as condições presentes na lógica de manobra e intertravamento do disjuntor

7528, na seção 5.1.10, sejam necessárias apenas para o fechamento do disjuntor,

como podemos ver na �gura 5.11.

A diferença entre os tempos acontece por conta do disjuntor ser bem mais rápido

para abrir e fechar do que a seccionadora. Com isso, o tempo de detecção de falha

no comando dado pelo operador será bem menor.

As proteções não interferem na abertura do disjuntor porque, se elas estiverem

atuadas, deve-se estar justamente com o disjuntor aberto e não fechado. Por con-

seguinte, pode-se concluir que as únicas ocorrências que interferem na abertura do

disjuntor são que ele deve estar inicialmente fechado consistente, que a chave 43 deve

estar na posição remoto, que o operador deve enviar o comando para abertura e que

não se pode estar com a equipe trabalhando com a linha energizada, justamente

para salvaguardá-la em campo.

5.1.12 Seleção chave 43 NT

Nesta parte, nota-se que a lógica reporta-se ao relé auxiliar que é responsável por ou

deixar que o disjuntor 7528 exerça a proteção do vão (43 NT Normal), ou fazer com

que o disjuntor 7528 e o disjuntor do amarre exerçam essa proteção do vão juntos

(43 NT Intermediária) ou deixar que somente o disjuntor do amarre seja responsável

pela proteção do vão (43 NT Transferida).

Essa lógica é necessária e utilizada quando se necessita fazer uma manutenção

no disjuntor. Neste caso, o operador abre o disjuntor do vão e utiliza a seccionadora

de by-pass para alimentar este mesmo vão.

Pode-se constatar na �gura 5.12 que, para o operador colocar a proteção em

normal, ele necessita dar a ordem através do supervisório, o disjuntor do vão tem

que estar fechado consistente e a seccionadora de by-pass 7529 deve estar aberta

consistente. Isso tudo porque a alimentação do vão deve estar sendo feita pelo dis-

juntor 7528 para que a proteção também esteja atrelada a ele. Já a seccionadora de

by-pass não pode estar fechada, porque se não teremos esse caminho de alimentação

sem proteção.

Outra opção de proteção é a intermediária. A proteção estar intermediária sig-

ni�ca que o disjuntor do vão e o do amarre estão responsáveis pela proteção do vão,

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Figura5.10:Lógicade

manobra

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linha

Niquelândia(230kV

).

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-006


abertura/fechamento

dodisjuntor7528

dovãoda

linha

Niquelândia(230kV

).

69

como vimos na seção 5.1.8. Nesta alternativa, necessita-se também que o operador

envie a ordem do supervisório, a proteção tem que estar anteriormente na posição

normal, porque não se pode passar a proteção de normal para transferida direta-

mente, e o amarre deve estar fechado para que, quando a seccionadora de by-pass

for fechada, o amarre comece a participar da alimentação do vão.

A última possibilidade de proteção é a transferida. Neste caso deve ser enviada

uma ordem do operador para que a proteção seja transferida para o disjuntor do

amarre e a proteção deve estar, anteriormente, na posição intermediária.

Pode-se concluir também, analisando-se a �gura 5.12, que se a proteção estiver

intermediária ou transferida, a informação de que a proteção está na posição normal

é apagada. O mesmo ocorre para a posição intermediária, se a proteção estiver em

normal ou transferida, e para a posição transferida, se a proteção estiver em normal

ou intermediária.

5.1.13 Habilitar/Desabilitar religamento da linha Niquelân-

dia 230kV

Essa lógica é pautada numa ideia bem parecida à da lógica de fechamento e abertura

das seccionadoras e disjuntor. Como pode ser visto na �gura 5.13, primeiramente

o operador realiza o comando através do supervisório para habilitar o religamento

da linha. Com a ordem enviada, o temporizador vai ser acionado e se, depois de

três segundos, o religamento não estiver habilitado, o Rtrig vai detectar o �anco

de subida e, com isso, o supervisório receberá a informação de que houve alguma

falha no comando de habilitar o religamento da linha. Caso contrário, o religamento

é habilitado e essa variável interna apaga a informação guardada pelo set-reset da

ordem de religamento. E assim o religamento é feito com sucesso.

A lógica para desabilitar o religamento é a mesma usada para habilitar. Se

a ordem de desabilitar o religamento for respeitada, a informação de que houve

uma falha não é enviada. Caso contrário, o operador �ca ciente através de uma

informação que chega a ele pelo supervisório.

5.1.14 Lógica de Veri�cação do Sincronismo 25 (Relé de pro-

teção)

Esta lógica depende diretamente do arranjo da subestação. Neste caso, como se

pode ver na �gura 5.14, uma opção para que um dos lados do disjuntor tenha

tensão é que o mini-disjuntor do TP da barra A esteja fechado. Esta condição

denota funcionamento de operação normal e, aliado a isto, a seccionadora que liga o

disjuntor a essa barra deve estar fechada, no caso a seccionadora 7521. A outra opção

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religam

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Niquelândia(230kV

).

72

seria o mini-disjuntor da barra B estar fechado e a seccionadora que liga a barra B

até o disjuntor também estar fechada, no caso a seccionadora 7523. Qualquer uma

dessas opções ou as duas juntas fazem com que um dos lados do disjuntor enxergue

um nível de tensão.

Para que o outro lado do disjuntor também possua tensão, é necessário que o

mini-disjuntor do TP, localizado na ponta da linha, esteja fechado. Essas condições

sendo respeitadas, ter-se-á o comando de fechar o disjuntor do vão 7528 executado

pelo operador chegando na lógica do relé 25.

O relé 25 tem a �nalidade de veri�car essas tensões dos TPs da barra e da linha,

os respectivos ângulos de fase e a frequência dos dois lados do disjuntor monitorado

e avaliar se a diferença entre esses valores de cada um dos lados do disjuntor estão

dentro do limite con�gurado previamente nele. Se estiverem, o disjuntor é liberado

para fechar.

5.2 Análise da lógica do vão do Reator do setor de

230kV

No vão do reator tem-se praticamente a mesma lógica existente no vão de linha

apresentado na seção 5.1, sendo que com algumas ressalvas.

A lógica de supervisão da UAC e de estados das seccionadoras e disjuntor são as

mesmas, mas são postas na UAC referente ao vão do reator.

As seccionadoras seletoras de barra de �nal 1 e 3 possuirão a mesmas lógicas do

vão da linha Niquelândia.

Neste vão não existe seccionadora de terra porque, como o reator �ca contido na

subestação, a presença da seccionadora de terra é dispensável, já que a equipe de

manutenção pode aterrar o equipamento ali mesmo na subestação.

Desta forma, a lógica de intertravamento da seccionadora de �nal 7 e de �nal

9, que na lógica do vão de linha possui uma dependência que ela esteja aberta con-

sistente para que o intertravamento seja liberado, não vai possuir essa dependência.

Por outro lado, o resto da lógica será igual.

Por não existir seccionadora de terra no vão do reator, consequentemente não

existe a lógica de intertravamento e fechamento e abertura da seccionadora de terra

na UAC do vão do reator.

A lógica de intertravamento do disjuntor referente ao vão do reator deve ser

diferente da lógica de intertravamento do disjuntor do vão de linha do setor de

230kV da subestação de Barro Alto. Sendo que a lógica de fechamento e abertura

deve ser igual.

O vão do reator também possui a lógica de seleção da chave 43NT e é igual à

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T-L

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-006


checkde

sincronism

o25.

74

lógica presente em todos os vãos de linha do setor de 230kV da subastação de Barro

Alto.

Outra diferença entre a lógica do vão do reator e do vão de linha deve ser a não

presença da lógica de habilitar e desabilitar o religamento e de check de sincronismo

no vão do reator mas, em compensação, deve existir uma lógica de rearme dos relés

de bloqueio do reator e seleção de comando.

A lógica de habilitar e desabilitar religamento não se aplica a esse vão, porque

não se trata de uma linha, mas sim de um reator.

Não há necessidade de veri�cação do sincronismo antes de conectar o reator

com o barramento, porque o reator sempre entra em contato com o barramento

desenergizado [17].

A seguir são apresentadas as lógicas novas associadas a este vão.


7117R

Como pode ser observado na lógica 5.15, ela é exatamente igual à lógica da secciona-

dora de �nal 7 do vão da linha Niquelândia exposta na seção 5.1.7. Por outro lado,

como não ocorre neste vão a presença da seccionadora de terra, isto não representará

qualquer restrição para liberação do intertravamento da seccionadora 7117R, como

ocorre na lógica da seccionadora do vão da linha Niquelândia.


7119R

Assim como na lógica da seccionadora 7117R, para a lógica da seccionadora 7119R

pode-se ver, na �gura 5.16, que a diferença entre ela e a lógica da seccionadora

7529, exposta na seção 5.1.8, é a condição da seccionadora de terra ter que estar

aberta para que o intertravamento da seccionadora 7529, da linha Niquelândia, seja

liberado. Isso ocorre porque no vão de linha existe a presença da seccionadora de

terra, diferentemente do vão do reator. Pode ser veri�cado que o restante da lógica

é igual.


7118R

A �gura 5.17 denota a lógica de intertravamento do disjuntor 7118R e nela tem-

se, como em todas as outras lógicas de intertravamento dos disjuntores, a presença

da lógica de inserção do cartão vermelho e laranja. Elas estão explicadas na seção

5.1.11.

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manobra

eintertravamento

daseccionadora

7119Rdo

vãodo

reator.

77

Outras condições de liberação do intertravamento do disjuntor do vão do reator

são que a proteção contra falha de disjuntor de algum dos disjuntores adjacentes

à barra e a proteção diferencial de barras não podem estar atuadas, assim como

vimos no disjuntor do vão da linha Niquelândia, na seção 5.1.11. Essas proteções se

constituem como condições para liberação do intertravamento de todos os disjuntores

do setor de 230kV.

Os outros bloqueios que intertravam o disjuntor são o de sobretensão do reator

e os relés de bloqueio da proteção principal e alternada do reator. Elas não liberam

a manobra do disjuntor se os relés estiverem atuados, porque cada um deles mostra

um problema que impede a operação normal da subestação. Desta forma, não se

pode fechar o disjuntor para não agravar a adversidade da operação.

Tem-se também, como em todas as outras lógicas de intertravamento dos dis-

juntores, a necessidade de que a chave 43 L/R esteja na posição remoto.

Cumpridas essas condições, o disjuntor tem seu intertravamento liberado.

5.2.4 Lógica rearme de bloqueio e seleção de comando - RT01

Essa lógica, como se pode ver na �gura 5.18, serve para rearmar os relés de bloqueio

que são responsáveis pela proteção principal, alternada e de sobretensão do reator.

Se esses bloqueios estiverem atuados, não se consegue rearmá-los, porque o problema

que fez com que a proteção atuasse ainda não foi eliminado. Observa-se também

que, se o relé não for rearmado no tempo de 3 segundos depois que o operador enviar

o comando, o mesmo receberá a informação de que houve uma falha na tentativa de

rearme daquele relé.

A outra parte dessa lógica refere-se a uma característica construtiva do reator

com o compensador estático, será apresentado na seção 5.4. Como os dois atuam

retirando energia reativa do sistema elétrico, existe um controlador que controla

essa absorção. Por conta disso, o disjuntor do reator pode ser comandado pelo

compensador estático. Isso também será visto com o banco de capacitor.

5.3 Análise da lógica do vão do Banco de Capacito-

res do setor de 230kV

Nesse vão também se tem lógicas que se aproximam das lógicas que temos no vão

de linha apresentado na seção 5.1 e também no vão do reator situado na seção 5.2.

A lógica de supervisão da UAC e de estados das seccionadoras e disjuntor são

as mesmas assim como foi no vão do reator, mas são referente às seccionadoras e

disjuntores do vão do banco de capacitores e postas na UAC referente ao mesmo

vão.

78

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reator.

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T01

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-004


rearmede

bloqueioeseleçãode

comando

dovãodo

reator.

80

As seccionadoras seletoras de barra de �nal 1 e 3 devem possuir a mesma lógica

de intertravamento do vão da linha Niquelândia e do vão do Reator.

As lógicas diferentes são as de intertravamento das seccionadoras 7015C e 7010T

e a lógica de intertravamento do disjuntor. Pode-se observar que neste vão não está

presente a seccionadora de �nal 7, mas sim uma seccionadora de �nal 5. Isto ocorre

porque o posicionamento da seccionadora neste vão é diferente de todos os outros

vãos do setor de 230kV. Desta forma, tem-se uma lógica nova que será a lógica de

intertravamento da seccionadora 7015C e não teremos a lógica de intertravamento

da seccionadora de �nal 7.

Neste vão do banco de capacitores não está presente a seccionadora de by-pass,

como se pode ver no apêndice A. Isso ocorre porque dois bancos de capacitores foram

especi�cados para este setor. Desta forma, por uma questão de custo preferiu-se não

utilizar seccionadoras de by-pass, já que em caso de manutenção em um dos bancos,

o outro banco pode suprir o barramento com a injeção de potência reativa associada.

Assim como na lógica do vão do reator, as lógicas de fechamento e abertura

das seccionadoras e do disjuntor do vão do banco de capacitores são feitas iguais

às lógicas de fechamento e abertura das seccionadoras e disjuntor do vão da linha

Niquelândia.

Tem-se também, assim como no vão do reator, a presença da lógica de rearme

e seleção de comando, sendo que com algumas diferenças da mesma em relação a

lógica existente na UAC do vão do reator.

Igualmente como no vão do reator, no vão do banco de capacitor não se tem a

presença da lógica de check de sincronismo, porque o banco de capacitor sempre é

conectado ao barramento na condição desenergizado [18].

Nas próximas seções, referente às lógicas do banco de capacitor, apresentam-se

as lógicas que são novas e diferentes de todas as outras apresentadas nas seções

anteriores.


7015C

Observa-se na �gura 5.19 que a lógica tem, assim como todas as outras lógicas de in-

tertravamento de seccionadora, a lógica para colocar a seccionadora em manutenção

e con�rmar ao operador que ela está em manutenção.

Analisando a porta "E"da lógica, vê-se que para que o intertravamento da sec-

cionadora seja liberado ela não pode estar em manutenção e o disjuntor deve estar

aberto Isto porque, desta forma, quando a manobra da seccionadora for realizada,

não haverá risco de aparecimento de arco elétrico, já que não ocorrerá qualquer

�uxo de potência pelo vão. Deve-se também considerar a seccionadora de terra

81

7510T aberta consistente, porque desta forma não se tem o risco de resultar um

curto-circuito no barramento. Além disso, ela não pode apresentar qualquer defeito

interno e o relé biestável deve estar regulado para que as operações de manobras da

seccionadora possam ser feitas pelo operador de maneira remota.


7010T

Essa lógica é bem parecida com a de intertravamento da seccionadora de terra

7010T da linha Niquelândia, que está na seção 5.1.9, sendo que neste vão não se

tem a presença da seccionadora de by-pass e da seccionadora de �nal 7, mas sim

a seccionadora de �nal 5, como se veri�ca na �gura 5.20. Por conta disso, o fato

diferente é a necessidade de que a seccionadora de �nal 5 esteja aberta para que possa

ser liberado o intertravamento da seccionadora de terra deste vão. Isto porque, desta

forma, naõ se tem como resultar um curto-circuito no barramento da subestação.


7018C

Aqui ocorre, como em todas as outras lógicas de intertravamento de disjuntor, a

presença da lógica de inserção do cartão vermelho e laranja. Isto pode ser observado

na �gura 5.21. Essa lógica possui a mesma função que a lógica de intertravamento

do disjuntor 7528, como se observa na seção 5.1.10.

As outras condições são os bloqueios referentes as proteções relativas ao banco

de capacitor. A entrada digital "BC01 relé bloq 86 BF"é o bloqueio a partir da

proteção de falha do disjuntor do vão do banco de capacitor. A entrada "BC01 relé

bloq 86 BUP"diz respeito à proteção contra o desbalanço de tensão ou sobrecorrente.

A outra entrada digital "BC01 86-59/x"refere-se à proteção contra sobretensão.

As condições "BR7 Dsiparo relé bloq A86 Diferencial"está relacionada com a

proteção diferencial da barra e a condição "BR7 Dsiparo relé bloq A86-BF FLH

DJ"correlaciona-se com a proteção de falha de disjuntor de algum dos disjuntores

adjacentes à barra. Esses dois bloqueios são os mesmos que foram vistos anterior-

mente no intertravamento do disjuntor do vão da linha Niquelândia, na seção 5.1.10,

e no intertravamento do disjuntor do vão do reator, na seção 5.2.3.

Além das exigências mencionadas para a liberação da abertura do disjuntor

7018C, tem-se a necessidade de estar com a chave 43 na posição remoto, como

em todos os outros intertravamentos dos disjuntores.

82

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bancode

capacitores.

83

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manobra

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manobra

eintertravamento

dodisjuntor7018Cdo

vãodo

bancode

capacitores.

85

5.3.4 Lógica rearme de bloqueio e seleção de comando - BC01

Nesta lógica tem-se os rearmes dos relés de bloqueio das proteções contra falha do

disjuntor 7018C, BUP e de sobretensão. Como pode-se perceber na �gura 5.22, se as

proteções estiverem atuadas, não é possível fazer o rearme dos relés, ou seja, fechar

os contatos dos mesmos. Observa-se também que se os relés não forem rearmados

em 3 segundos, o operador receberá a informação, através do supervisório, de que

houve uma falha no rearme dos relés de bloqueio. Isso porque a informação de que

eles estão rearmados entra no reset do �ip-�op, fazendo com que a informação de

que houve uma falha no rearme não seja transferida até o operador, se o relé for

rearmado.

Assim como vimos na seção 5.2.4, o disjuntor do banco de capacitor pode ser

comandado pelo compensador estático. Isso porque os dois atuam fornecendo energia

reativa ao sistema.

5.4 Análise da lógica do vão do Compensador Está-

tico do setor de 230kV

O compensador estático é composto por um transformador trifásico abaixador, ca-

pacitores �xos de potência à óleo, reatores secos controlados à tiristores, tiristores,

disjuntores SF6, sistema de resfriamento dos tiristores e o sistema de controle do

engatilhamento dos tiristores. Desta forma, a se considerar as lógicas dos lados de

alta e baixa do transformador do compensador estático.

Neste trabalho analisa-se apenas a lógica do lado de alta do compensador estático

[19].

5.4.1 Análise da lógica do lado de alta (230kV) do transfor-

mador do compensador estático

No lado de alta, tem-se, como em todos os outros vãos, a lógica de supervisão da

UAC e os estados das seccionadoras e disjuntor do vão do compensador estático

ligado à barra de 230kV. Estas lógicas estão expostas e analisadas nas seções 5.1.1,

5.1.2 e 5.1.3, respectivamente. Sendo que elas serão referentes as seccionadoras 741,

743, 747, 749 e disjuntor 748 do vão do compensador estático.

As lógicas de intertravamento das seccionadoras são iguais as do vão do reator,

já que os dois vãos não possuem seccionadora de terra, sendo que adaptadas para a

numeração das seccionadoras do vão do compensador estático e postas na UAC que

faz a aquisição e controle deste mesmo vão.

As lógicas de abertura e fechamento dessas seccionadoras e do disjuntor são iguais

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16

0-B

T-L

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03

Figura5.22:Lógicarearmede


comando

dobancode

capacitor.

87

também às lógicas desses mesmos equipamentos do vão da linha Niquelândia, como

são para todos os outros vãos. Essas lógicas encontram-se nas seções 5.1.5 e 5.1.11.

As lógicas diferentes do vão do reator serão as de intertravamento do disjuntor

e a de rearme dos bloqueios do vão do compensador e seleção de comando.

O vão do compensador terá a lógica de check de sincronismo 25, lógica esta

que não existe para o reator e banco de capacitor. Esta lógica é necessária neste

vão, dada a presença do transformador do compensador estático. Deve-se veri�car,

ainda, as grandezas dos dois lados do disjuntor do vão. Como esta lógica depende

apenas do arranjo da subestação, ela será a mesma que foi utilizada no vão da linha

Niquelândia e está evidenciada na seção 5.1.14.

Nas seções seguintes, apresenta-se as lógicas que diferem das outras lógicas já

apresentadas.

5.4.1.1 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 748

Assim como em toda lógica de intertravamento de disjuntor, no intertravamento do

disjuntor 748 tem-se a lógica de inserção do cartão vermelho e cartão laranja, como

pode ser visto na �gura 5.23. Essa lógica tem a mesma �nalidade das utilizadas nos

outros disjuntores, ela impede o fechamento do disjuntor se ele estiver em manuten-

ção e se a linha estiver passando por alguma manutenção com ela energizada.

As outras condições são a não operação da proteção diferencial de barras e da

falha de disjuntor de algum dos disjuntores adjacentes à barra, assim como vimos

em todas as lógicas de intertravamento dos disjuntores do vão da linha, reator e

banco de capacitor.

Outros intertravamentos do disjuntor são a proteção principal do compensador

estático - "CE01 relé bloq. 86-1"e a proteção alternada do mesmo - "CE01 relé

bloq. 86-2". Essas proteções não podem estar atuadas para que se tenha a opção

de intertravamento do disjuntor do vão liberado.

A entrada digital "DJ 52/CF fechado (52bx/CF)"refere-se aos disjuntores dos

�ltros do lado de baixa tensão do transformador do compensador estático e a entrada

digital "89/TRC fechada (89ax/TRC)"relaciona-se com a chave seccionadora do

reator que é controlado pelos tiristores. O disjuntor e a chave seccionadora devem

estar fechadas, porque isso denota a operação normal do compensador estático.

Aliado a essas condições, assim como foi visto no intertravamento dos outros

disjuntores e como esta explicado na seção 5.1.4, a chave 43 deve estar na posição

remoto.

Respeitadas essas condições, tem-se a liberação do intertravamento do disjuntor

748.

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-014


manobra

eintertravamento

dodisjuntor748do

vãodo

compensador

estático.

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5.4.1.2 Lógica rearme de bloqueio e seleção de comando - TRCE01

Nesta lógica, como pode ser visto na �gura 5.24, tem-se os rearmes dos relés de

bloqueio das proteções principal e alternada do compensador estático. Observa-se

que a lógica é igual às outras lógicas de rearme dos bloqueios. Se as proteções

estiverem atuadas não se pode rearmar o relé, já que o problema ainda persiste.

Outro ponto que pode ser ressaltado é que, se o operador enviar o comando

para que o relé de bloqueio seja rearmado, sendo que por algum motivo ele não

for rearmado, o operador será informado de que houve uma falha na tentativa de

rearmar o relé de bloqueio desejado.

5.5 Análise da lógica do vão do Transformador do

setor de 230kV

O transformador conecta magneticamente e isola eletricamente diferentes níveis de

tensão em uma mesma subestação. No caso da subestação de Barro Alto, os trans-

formadores interligam os setores de 230kV e 69kV. Esses setores possuem a mesma

con�guração, barra dupla quatro chaves, como podemos ver no apêndice A.

Pelo fato do transformador interligar dois setores, ele terá duas lógicas. Uma

delas será para o lado de alta tensão e a outra para o lado de baixa tensão.

A seguir, aborda-se apenas aspectos das lógicas do lado de alta do transformador

[20].

5.5.1 Análise da lógica do lado de alta (230kV) do vão do

transformador

A lógica de supervisão da UAC e dos estados das seccionadoras e disjuntor do vão

do transformador do setor de 230kV são iguais às respectivas lógicas utilizadas em

todos os vãos do setor de 230kV e que foram explicadas nas seções 5.1.1, 5.1.2 e

5.1.3.

A lógica de manobra e intertravamento e fechamento e abertura das secciona-

doras do vão do transformador são iguais às do vão do reator e do compensador

estático, em virtude dos três vãos não possuírem seccionadora de terra. A lógica

das seccionadoras 711 e 713 são iguais as do vão de linha apresentadas nas seções

5.1.4 e 5.1.6. Já as lógicas das seccionadoras 717 e 719 são iguais à do vão do reator

apresentadas nas seções 5.2.1 e 5.2.2, respectivamente, e as lógicas de abertura e

fechamento de todas as seccionadoras serão iguais e está explicada na seção 5.1.5.

A lógica de fechamento e abertura do disjuntor 718, referente ao lado de alta

do transformador, é igual a todas as outras lógicas de fechamento e abertura dos

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E01

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-200160-B

T-L

OG

-014

Figura5.24:Lógicarearmede


comando

docompensador

estático.

91

disjuntores dos outros vãos. Esta lógica está exposta na seção 5.1.11.

No lado de alta ainda tem-se a lógica de check de sincronismo, explicada na

seção 5.1.14, e a lógica de seleção da chave 43 NT, explicada na seção 5.1.12. Essas

lógicas são importantes para veri�cação do sincronismo entre as barras e o vão do

transformador para que, com isso, o disjuntor 718 seja liberado para fechamento e

para transferir a proteção para o vão do amarre do setor de 230kV, respectivamente.

Ainda tem-se nesse vão uma lógica de aumento e diminuição dos taps do trans-

formador através do Load Tap Changer e de ventilação do transformador.

A seguir, nas seções 5.5.1.1, 5.5.1.2 e 5.5.1.3, iremos expor e explicar as lógicas

que são novas e diferentes das outras já apresentadas.

5.5.1.1 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 718

Na lógica de intertravamento do disjuntor 718, assim como em todas as outras lógicas

de intertravamento dos disjuntores, tem-se as lógicas de inserção do cartão vermelho

e cartão laranja, como estão explicadas na seção 5.1.10.

Assim como em todas as outras lógicas de intertravamento dos disjuntores, tem-

se também, para que se possa fechar o disjuntor 718, a condição de não haver o

bloqueio pela atuação da proteção diferencial da barra e pela atuação da proteção

de falha de algum dos disjuntores adjacentes à barra.

Vê-se também na �gura 5.25 que outras duas entradas digitais são a "DJ 518

falha de disjuntor"e a "DJ 718 falha de disjuntor". Essas duas entradas representam

a falha de disjuntor do lado de baixa do transformador e do lado de alta, respectiva-

mente. A atuação de BF de um disjuntor bloqueia todos os disjuntores adjacentes

a ele. Eletricamente, o disjuntor da baixa tensão do transformador é adjacente ao

disjuntor da alta tensão. Por isto, a presença do BF dele intertravando o disjuntor

da alta do transformador.

A entrada digital "TR01-AT bloqueio do trafo 86TP"faz alusão ao bloqueio da

proteção principal do lado de alta tensão do transformador. Já a entrada "TR01-AT

bloqueio do trafo 86TA"refere-se ao bloqueio da proteção secundária do lado de alta

tensão do transformador. Isto é, se algum bloqueio referente a proteção do lado de

alta do transformador estiver atuado, não se pode fechar o disjuntor 718 pra não

agravar o problema e para salvaguardar o equipamento.

Além de todos esses bloqueios, tem-se ainda o bloqueio que impede o intertrava-

mento do disjuntor 718 se houver baixa pressão no óleo do transformador e no gás

SF6 do disjuntor.

A informação de baixa pressão do óleo vem do relé de Buchholz. Esse relé detecta

quando ocorre um arco elétrico interno e, devido a isso, uma decomposição do óleo

do transformador. Ao decompor-se, o óleo gera gases que irão passar pelo relé e que,

92

ao detectar a grande transformação de óleo em gases, envia sinal de abertura para

o disjuntor do vão do transformador.

O bloqueio pela baixa pressão do gás é uma proteção intrínseca do disjuntor.

Está relacionada à condição de interromper o arco dentro do disjuntor. Se a pressão

de SF6 estiver baixa, o disjuntor simplesmente não pode ser capaz de interromper

um curto-circuito e, portanto, não pode fechar.

Se todos esses bloqueios não estiverem atuados, se a linha não estiver em manu-

tenção com a mesma em funcionamento, se o disjuntor 718 não estiver em manu-

tenção e se a chave 43 estiver na posição remoto, pode-se fechar o disjuntor 718.

5.5.1.2 Lógica de rearme relé de bloqueio 86TP e 86TA

Essa lógica, como pode-se ver na �gura 5.26, retrata o rearme dos relés auxiliares

que fazem o bloqueio quando as proteções principal e alternada do transformador

estão atuadas.

Para rearma-los, o operador necessita dar a ordem pelo supervisório para rearme

desses bloqueios. Se as proteções ainda estiverem atuadas, o rearme desses relés

auxiliares não será permitido.

Como em todos os outros rearmes, se ele não for feito dentro de três segundos

depois que o comando de rearmar o relé for realizado, o operador será informado de

que houve uma falha no rearme do relé.

5.5.1.3 Comandos TR01A

Pode-se observar, a partir da �gura 5.27, que trata-se da lógica para colocar o

comutador de taps sob carga em modo automático ou manual. Nestas duas opções,

o operador deve enviar a ordem pelo supervisório. Se a ordem for respeitada, a

informação de que o comutador está no modo automático ou manual irá entrar nos

respectivos reset dos �ip-�ops de cada uma de suas lógicas e vão impedir que o

operador receba a informação de que houve uma falha para colocar o comutador

no modo manual ou no modo automático. Então o operador será informado pelo

supervisório de que o seu comando teve êxito.

Outra condição para o comutador de taps sob carga é estar em remoto ou ma-

nual, ou seja, o operador conseguir comandar o comutador através de comandos pelo

supervisório ou ele o comanda localmente, no próprio comutador. Para isso existe

uma lógica igual a lógica de colocar o comutador em modo manual e automático.

Para colocar o comutador em remoto, o operador deve enviar uma ordem pelo su-

pervisório. Passados três segundos, se ele receber a informação de que o comutador

esta em remoto é porque ele teve êxito. Caso contrário, ele receberá a informação

de que houve um erro ao tentar colocar o comutador em remoto. O mesmo ocorre

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dodisjuntor718do

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transformador.

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02

Figura5.26:Lógicarearmerelésde

bloqueiodo

vãodo

transformador.

95

para colocá-lo em local, como pode-se ver na �gura 5.27.

Existe também uma lógica igual à que coloca o comutador em remoto/local

ou automático/manual, sendo que está lógica tem o intuito de ligar e desligar a

refrigeração do transformador. Observando a �gura 5.27, pode-se constatar que

o operador envia a ordem para ligar a refrigeração. Se passados três segundos

e a refrigeração for ligada, ele receberá essa informação pelo supervisório. Caso

contrário, ele também será informado do problema ocorrido. O mesmo vai ocorrer

se o operador der a ordem para desligar a refrigeração.

Outra importante lógica intrínseca do comutador é a que permite ao operador po-

der diminuir ou aumentar o tap do transformador. Analisando a �gura 5.28 chega-se

à conclusão de que para o operador aumentar ou diminuir os taps do transformador,

o comutador deve estar no modo manual. Isto porque, quem vai mudar o tap será o

operador e não o comutador automaticamente, e o comutador deve estar em remoto

para que o operador apenas envie o comando de aumentar ou diminuir o tap do

transformador através do supervisório.

A presença do �ip-�op é para informar ao operador se houve algum erro ao tentar

diminuir ou aumentar os taps do transformador. Depois de três segundos, ele será

informado se conseguiu seu objetivo ou se houve alguma falha.

5.6 Análise da lógica do vão do Amarre do setor de

230kV

Na con�guração de apenas duas seccionadoras e um disjuntor, as lógicas de intertra-

vamento das seccionadoras 701 e 703 do amarre não serão iguais a nenhuma outra

lógica exposta até então, sendo que as lógicas de abertura e fechamento dessas sec-

cionadoras será igual a todas as outras lógicas de abertura e fechamento que estão

expostas e analisadas na seção 5.1.5.

As lógicas de supervisão da UAC e de estados das seccionadoras e disjuntor do

amarre são iguais às de todas as outras UACs e que estão explicadas nas seções

5.1.1, 5.1.2 e 5.1.3, respectivamente. A considerar ainda que, como se tem apenas

duas seccionadoras neste vão, temos apenas as lógicas de estados das seccionadoras

701 e 703.

Outras lógicas a serem consideradas e que já foram analisadas anteriormente são

as lógicas de seleção da chave 43NT, como explicada na seção 5.1.12. A lógica de

check de sincronismo é analisada na seção 5.1.14.

A lógica de seleção da chave 43NT no vão do amarre é importante para se de�nir

quando o disjuntor do vão do amarre poderá fechar para que ele exerça a função do

disjuntor do vão que está transferindo a proteção.

96

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01


aumento

ediminuiçãodostaps

dotransformador

eventilaçãodo

mesmo.

98

A lógica de check de sincronismo tem a importância para o vão do amarre, no

sentido de veri�cação do sincronismo entre as duas barras para que o fechamento

do vão de transferência seja realizado de forma segura [21].


701

Como pode ser visto na �gura 5.29, não se tem o intertravamento liberado da sec-

cionadora 701 se ela estiver em manutenção, se o bloqueio de falha de disjuntor do

amarre estiver operado ou se o disjuntor estiver aberto e se houver algum defeito

interno na seccionadora.

Essas condições estando respeitadas, o intertravamento da seccionadora 701 é

liberado.


703

Pode ser visto na �gura 5.30 que a lógica de manobra e intertravamento da secci-

onadora 703 é a mesma que a da seccionadora 701, exposta na seção 5.6.1. Isso

acontece por conta da simetria dessas seccionadoras.

5.6.3 Lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 708

Uma lógica que compõe está lógica de manobra e intertravamento do disjuntor 708

do amarre é a lógica de inserção do cartão vermelho e laranja, que nada mais é

do que a lógica para colocar disjuntor em manutenção e para colocar a linha em

manutenção com ela energizada. Essas duas lógicas são utilizadas em todos os

intertravamentos dos disjuntores do setor de 230kV. Elas estão bem analisadas na

seção 5.1.10, onde está exposto o intertravamento do disjuntor do vão da linha

Niquelândia. Interessante ressaltar que se o disjuntor estiver em manutenção e em

trabalho com a linha energizada, o operador não poderá fechar o disjuntor 708, como

pode ser visto na �gura 5.31.

A partir de agora, tem-se as condições de cada vão do setor de 230kV para

liberação do intertravamento do disjuntor do amarre.

Uma das condições é referente ao vão do reator. No cenário de transferir a

proteção do disjuntor do vão do reator para o disjuntor do amarre, antes de se

colocar a proteção em intermediária, fecha-se o vão de transferência. Por isto, uma

das condições para liberar o intertravamento do disjuntor do amarre é que o vão do

reator esteja em normal, já que assim �ca estabelecido que há intenção de fazer uma

manutenção no disjuntor do amarre.

99

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T-L

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intertravamento

daseccionadora

703referenteao

vãodo

amarre.

101

Outra opção do vão do reator que libera o intertravamento do disjuntor do amarre

é os bloqueios do reator não estarem atuados, porque assim o disjuntor 708 estará

fazendo a proteção do vão do reator e se eventualmente qualquer proteção atuar e

acionar o biestável de bloqueio do vão do reator, o disjuntor do amarre estará apto

a exercer a proteção e não estará liberado para fechar. Esses bloqueios no caso do

vão do reator são a proteção primária e secundária e o bloqueio de sobretensão.

Os bloqueios que são comuns a todos os disjuntores do vão do setor de 230kV e que

estão presentes como condição para liberação do intertravamento do disjuntor 708

são o bloqueio referente a proteção diferencial de barras e a falha de algum disjuntor

do setor de 230kV, como pode-se ver na �gura 5.31. Esses bloqueios intertravam

todos os disjuntores do setor, porque se ocorrer qualquer falta no barramento da

subestação, não se pode deixar que nenhum vão alimente aquele curto e se um

disjuntor de algum vão estiver com problemas, não se pode deixar nenhum disjuntor

fechado, já que eles podem alimentar um curto naquele vão onde o disjuntor está

com problema.

Assim como em todos os disjuntores e seccionadoras do setor de 230kV, o disjun-

tor 708 necessita também do relé biestável na posição remoto para que o operador

envie os comandos através do supervisório ao disjuntor, ou seja, a chave 43 deve

estar na posição remoto para liberar o intertravamento do disjuntor 708.

Assim como foi exposto para o vão do reator nesta seção, o vão do banco de

capacitor precisa não ter seus bloqueios atuados, no caso o bloqueio por desbalanço

de tensão e sobrecorrente (BUP) e o bloqueio de sobretensão. Ou a proteção desse

vão deve estar em normal, ou seja, o disjuntor 7018C �ca responsável pela proteção

do vão. Os motivos para �xação dessas condições são os mesmos expostos nessa

seção para o vão do reator. As condições para liberação do intertravamento do

disjuntor 708 por conta dos bancos podem ser vistas nas �guras 5.31 e 5.32.

Nas �guras 5.31 e 5.33, pode-se constatar a presença da parcela de intertra-

vamento dos vãos de linha da subestação de Barro Alto. Percebe-se que apenas

as proteções dos vãos devem estar em normal, porque assim denota a intenção de

transferir a proteção de algum vão e garante também que só de pode transferir a

proteção para um vão. Não se tem a presença do bloqueio referente as proteções

principal e alternada justamente por não se tê-las nos intertravamentos do disjuntor

das linhas. Essa explicação está evidenciada na seção 5.1.10. Nota-se também que

no intertravamento do disjuntor do amarre há a expectativa para 6 linhas, enquanto

no apêndice A tem-se a presença de apenas 3 linhas. Isso ocorre, porque as outras

3 linhas ainda estão em construção.

Na �gura 5.32 tem-se as condições dos transformadores para liberar o intertrava-

mento do disjuntor do amarre. Percebe-se que as proteções do vão do transformador

devem estar em normal. Essa condição tem o mesmo objetivo já evidenciado nesta

102

mesma seção para as condições do vão do reator.

Outra possibilidade de liberação do intertravamento do disjuntor 708 são os

bloqueios das proteções primária e alternada do transformador que não podem estar

atuadas Isto porque se estiverem atuadas, o amarre pode estar alimentando um

curto nesse vão. E, também por isto, o BF do disjuntor da baixa não pode estar

atuado. Isso acontece porque o disjuntor da baixa do transformador é adjacente ao

disjuntor da alta. Desta forma, se o disjuntor da baixa estiver com algum problema

e não conseguir abrir, o vão do disjuntor da alta pode alimentar um curto ocorrido

no vão do disjuntor da baixa do transformador.

Também na �gura 5.32, tem-se as condições do vão do compensador estático.

Aqui também encontra-se a condição da proteção desse vão ter que estar em normal

para liberar o intertravamento do disjuntor 708.

Outra forma do vão do compensador estático liberar o intertravamento do dis-

juntor do amarre consiste nos bloqueios das proteções primária e alternadas do

transformador do compensador estático não estarem atuados, isto aliado aos disjun-

tores dos �ltros do lado de baixa tensão e a seccionadora do reator controlado pelos

tiristores que devem estar fechados. Essas condições denotam o normal funciona-

mento do vão do compensador estático e garantem que o disjuntor do amarre não

alimentará nenhum curto.

Se todas essas condições estiverem atendidas, tem-se o intertravamento do dis-

juntor do amarre 708 liberado.

5.6.4 Lógica de rearmes relés de bloqueio 86diferencial e

86BF da barra

Como mostra a �gura 5.34, através desta lógica se realiza o rearme dos relés de blo-

queio referentes às proteções diferencial da barra e de falha de algum dos disjuntores

adjacentes à barra. Para isso, há a necessidade da ordem do operador para rearmar

esses bloqueios. Se os bloqueios forem rearmados, o operador não receberá a men-

sagem de falha nos rearmes desses bloqueios. Caso contrário, ele será informado do

ocorrido.

A proteção diferencial da barra indica que houve algum curto-circuito no barra-

mento.

A proteção de falha de disjuntor propaga a informação para todos os disjuntores

do vão de 230kV de que algum disjuntor teve o bloqueio de falha de disjuntor atuado.

Isso porque se algum disjuntor estiver com o BF atuado, todos os outros disjuntores

adjacentes a ele devem abrir também.

Essas duas proteções intertravam todos os disjuntores do vão do setor de 230kV.

103

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vãodo

amarre.

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02

Figura5.34:Lógicadosrearmes

dosrelésde

bloqueiodasproteçõesdiferencialde

barras

eBFdosdisjuntoresadjacentes.

107

Capítulo 6

Conclusões

O atual projeto visou explicitar, de forma concisa, a lógica implementada nos equi-

pamentos responsáveis pelo controle e supervisão dos dispositivos de campo da SE

Barro Alto. Para isso, exibimos os equipamentos utilizados para automação e os

que fazem parte do processo de controle da subestação. Além disso, trouxemos in-

formações pertinentes sobre os diferentes tipos de arranjo de subestações existentes

e produzimos um comparativo entre eles, incorporando uma breve apresentação da

álgebra booleana que é utilizada na lógica. Por �m, a característica da lógica ela-

borada para o controle e supervisão da subestação foram descritas e analisadas de

forma detalhada.

Importante ainda acrescentar a preocupação em se utilizar um setor da subes-

tação que contemplasse o maior número de equipamento de uma subestação, para

se obter uma visão bem ampla de como é implementado o controle e supervisão de

importantes dispositivos existentes em uma subestação de energia elétrica.

O maior desa�o do projeto foi alcançar um entendimento satisfatório e consis-

tente da lógica existente e das lógica implementada nas UACs da subestação de

Barro Alto, haja visto as nuances e particularidades de cada projeto de SPCS.

Para �nalizar, o presente trabalho aprofunda-se na parte de controle e supervisão

do SPCS. Daí, um outro objetivo do trabalho: servir para incentivar trabalhos

futuros na área de proteção e automação dos equipamentos de uma subestação e

até mesmo outros estudos na área de controle e detalhamento de equipamentos

especí�cos de subestações.

108

Referências Bibliográ�cas

[1] Catálogo SIPROTEC 5, 4 ed. Siemens, 2016.

[2] SIPROTEC 5 Engineering guide DIGSI5, 2 ed. Siemens, 2013.

[3] �Imagem do painel utilizado em projetos de SPCS�. http://www.voltimum.

com.br/articles/novo-painel-de-automacao-is2-abb, . Acessado

em 16/03/2017.

[4] �Fornecimento de Sistemas de Proteção, Controle e Supervisão para as Subesta-

ções Referentes ao Lote A do Leilão ANEEL�, Acessado em 20/02/2017,

2012.

[5] �Imagem do simulador de input/output digitais da ELETRONOFX�. http:

//www.eletronofx.com.br/giga-de-testes.html, . Acessado em

12/04/2017.

[6] Modular Managed Ethernet Switch, 2 ed. Reason, 2014.

[7] CABRAL, M. V. G. A., GIMENEZ, E. J. C. �Melhores práticas na implantação

de redes Ethernet em conjunto com a norma IEC61850 em redes locais de

subestações elétricas�, 2015.

[8] Sistemas de Automação de Subestações em IEC61850, 1 ed. ABB, 2012.

[9] �Foto de um disjuntor de alta tensão utilizado em subestações elé-

tricas�. https://portuguese.alibaba.com/product-detail/

substation-equipment-sf6-gas-132kv-circuit-breaker-with-price.

html, . Acessado em 05/02/2017.

[10] �Foto de uma chave seccionadora sendo manuseada por um operador de uma

subestação�. https://www.youtube.com/watch?v=aMTZnFrfw0I, . Aces-

sado em 05/02/2017.

[11] �Foto de um banco de capacitores de uma subestação�. http://www.ebah.

com.br/content/ABAAAA5QcAG/banco-capacitores, . Acessado em

10/02/2017.

109

http://www.voltimum.com.br/articles/novo-painel-de-automacao-is2-abb

http://www.voltimum.com.br/articles/novo-painel-de-automacao-is2-abb

http://www.eletronofx.com.br/giga-de-testes.html

http://www.eletronofx.com.br/giga-de-testes.html

https://portuguese.alibaba.com/product-detail/substation-equipment-sf6-gas-132kv-circuit-breaker-with-price.html



https://www.youtube.com/watch?v=aMTZnFrfw0I

http://www.ebah.com.br/content/ABAAAA5QcAG/banco-capacitores

http://www.ebah.com.br/content/ABAAAA5QcAG/banco-capacitores

[12] GONÇALVES, R. M. Guia de protejto para subestações de alta tensão. Projeto

de graduação, Escola de Engenharia de São Carlos, São Carlos, SP, Brasil,

2012.

[13] �Diagrama Lógico Painel 3S UAC06 LT Niquelândia - 230kV�, Acessado em

20/05/2017, 2012.

[14] PAES, T. L. D. MODELAGEM E IMPLEMENTAÇÃO DA LÓGICA DE

CONTROLE DOS EQUIPAMENTOS DE MANOBRA DE UMA SU-

BESTAÇÃO. Projeto de graduação, Universidade Federal do Rio de Ja-

neiro - UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, 2016.

[15] SILVEIRA, D. D. �Circuitos lógicos�. http://www.ufjf.br/daniel_

silveira/files/2011/06/aula_2.pdf.

[16] MALAFAIA, M. G. SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES

DE EXTRA-ALTA TENSÃO POR RELÉS DIGITAIS. Projeto de gra-

duação, Universidade Federal do Rio de Janeiro - UFRJ, Rio de Janeiro,

RJ, Brasil, 2017.

[17] �Diagrama Lógico Painel 2S UAC04 Reator - 230kV�, Acessado em 20/05/2017,

2012.

[18] �Diagrama Lógico Painel 2S UAC03 Banco de Capacitores - 230kV�, Acessado

em 20/05/2017, 2012.

[19] �Diagrama Lógico Painel 7S UAC14 TRCE - 230kV�, Acessado em 20/05/2017,

2012.

[20] �Diagrama Lógico Painel 1S UAC02 TR01A - 230kV�, Acessado em 20/05/2017,

2012.

[21] �Diagrama Lógico Painel 4S UAC07 Amarre 2 - 230kV�, Acessado em

20/05/2017, 2012.

110

http://www.ufjf.br/daniel_silveira/files/2011/06/aula_2.pdf

http://www.ufjf.br/daniel_silveira/files/2011/06/aula_2.pdf

Apêndice A

Diagrama Uni�lar da Subestação de

Barro Alto

Nesse diagrama pode-se identi�car todos os vãos presentes na subestação de Barro

Alto, inclusive os vãos do setor de 230kV. Estes vãos foram utilizados para explicitar

a lógica implementada para controle dos dispositivos de manobra da subestação.

Outra informação de interesse para o projeto e indicada no diagrama é a própria

con�guração da subestação, importante para a elaboração da lógica analisada na

seção 5.

111

Apêndice B

Planta geral da subestação de Barro

Alto

Essa planta fornece uma visão geral tanto do setor de 69kV, como do setor de 230kV.

Nela podemos ser veri�cada a disposição dos equipamentos elétricos bem como a

con�guração das linhas de transmissão. Outra informação relevante que essa planta

nos fornece são as dimensões da subestação.

115

Apêndice C

Planta do setor de 230kV da

subestação de Barro Alto

Nesta planta pode-se adquirir uma visão mais detalhada apenas do setor de 230kV

da subestação de Barro Alto. Para isto, as lógicas de controle deste setor foram

focalizadas.

117

Apêndice D

Tabela ANSI - Proteção

119

Tabela D.1: Tabela ANSI - Sistemas de ProteçãoNúmero ANSI Denominação1 Elemento Principal2 Função de Partida ou Fechamento Temporizado3 Função de Veri�cação ou Interbloqueio4 Contator Principal5 Dispositivo de Interrupção6 Disjuntor de Partida7 Disjuntor de Anodo8 Dispositivo de Desconexão de Energia de Controle9 Dispositivo de Reversão10 Chave de Sequência das Unidades12 Dispositivo de Sobrevelocidade13 Dispositivo de Rotação Síncrona14 Dispositivo de Subvelocidade15 Dispositivo de Ajuste ou Comparação de Velocidade ou Frequência17 Chave de Derivação ou Descarga18 Dispositivo de Aceleração ou Desaceleração19 Contator de Transição Partida-Marcha20 Vávula Operada Elétricamente21 Relé de Distância22 Disjuntor Equalizador23 Dispositivo de Controle de Temperatura24 Relé de Sobre-excitação ou Voltz por Hertz25 Relé de Veri�cação de Sincronismo26 Dispositivo Térmico do Equipamento27 Relé de Subtensão27-0 Relé de Subtensão na Alimentação Auxiliar29 Contator de Isolamento30 Relé Anunciador de Alarme31 Dispositivo de Excitação32 Relé Direcional de Potência33 Chave de Posicionamento34 Chave de Sequência Operada por Motor35 Dispositivo para Operação das Escovas ou Curto-circuitar anéis Coletores36 Dispositivo de Polaridade37 Proteção de Motor: Relé de Subcorrente ou Subpotência38 Dispositivo de Proteção de Mancal40 Relé de Perda de Excitação

120

Número ANSI Denominação41 Disjuntor ou Chave de Campo42 Disjuntor ou Chave de Operação Normal43 Dispositivo de Transferênia Manual44 Relé de Sequência de Partida46 Relé de Proteção de Sequência Negativa47 Relé de Sequência de Fase de Tensão48 Relé de Sequência Incompleta de Partida49 Relé de Proteção Térmica50 Relé de Sobrecorrente Instatâneo50N Relé de Sobrecorrente Instatâneo de Neutro50BF Relé de Proteção de Falha do Disjuntor51 Relé de Sobrecorrente Temporizado51N Relé de Sobrecorrente Temporizado de Neutro51R Relé de Sobrecorrente Residual51EFP Relé de Proteção de Zona Morta52 Disjuntor de Corrente Alternada53 Relé para Excitatriz ou Gerador CC54 Disjuntor para Corrente Contínua, Alta Velocidade55 Relé de Fator de Potência56 Relé de Aplicação de Campo57 Dispositivo de Aterramento58 Relé de Falha de Reti�cação59 Relé de Sobretensão59N Relé de Sobretensão de Terra (ou Sobretensão de Sequência Zero)60 Relé de Balanço de Tensão61 Relé de Balanço de Corrente62 Relé de Interrupção ou Abertura Temporizada63 Relé de Buchholz64 Relé de Proteção de Terra65 Regulador de Velocidade66 Proteção de Motor: Supervisão do Número de Partidas67 Relé Direcional de Sobrecorrente68 Relé de Bloqueio pro Oscilação de Potência69 Dispositivo de Controle Permissivo70 Reostato Eletricamente Operado71 Dispositivo de Detecção de Nível72 Disjuntor de Corrente Contínua73 Contator de Resistência de Carga74 Função de Alarme75 Mecanismo de Mudança de Posição76 Relé de Sobrecorrente CC77 Transmissor de Impulsos78 Relé de Medição de Ângulo de Fase/ Proteção Contra Falta de Sincronismo79 Relé de Religamento AC

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Número ANSI Denominação81 Relé de Sub ou Sobrefrequência82 Relé de Religamento DC83 Relé de Seleção/ Transferência Automática84 Mecanismo de Operação85 Relé Receptor de Sinal de Telecomunicação86 Relé Auxiliar de Bloqueio87B Proteção Diferencial - Barra87TP Proteção Diferencial - Transformador87G Proteção Diferencial - Gerador87L Proteção Diferencial - Linha88 Motor Auxiliar ou Motor Gerador89 Chave Seccionadora90 Dispositivo de Regulação91 Relé Direcional de Tensão92 Relé Direcional de Tensão e Potência93 Contator de Variação de Campo94 Relé de Desligamento

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