RESUMO: Neste trabalho são apresentadas algumas funções automáticas de tratamento de dados locais implementadas no sistema digital integrado de controle e proteção da SE Metropolitana, indicando a potencialidade do aproveitamento funcional de Sistemas de Controle e Proteção Digital. Antes, é apresentada a arquitetura do Sistema de Controle e Proteção Digital empregada, situando o ambiente onde as funções automáticas foram implementadas. PALAVRAS-CHAVE: Funções Automáticas - Digitalização de Subestações - Sistemas de Automação 1. INTRODUÇÃO A implantação de sistemas digitais para operação de subestações de energia elétrica prevê que se equacionem diversas questões. As principais são:

• a viabilidade técnico-econômica de uma dada aplicação em particular, função do porte e da importância da instalação;

• a natureza da solução adotada, isto é, a “customização” de um sistema mais proprietário versus a integração doméstica de uma solução, com base num suporte computacional mais homogêneo;

• o nível de padronização da plataforma computacional desejado; • a logística da implantação; e • a estratégia operativa para o sistema digital, definindo as políticas de manutenção, expansão,

documentação e atualização tecnológica. Questão igualmente importante é a busca da otimização da relação custo/benefício da digitalização em uma subestação e/ou no conjunto de subestações digitalizadas, pelo desenvolvimento de ferramentas estruturadas para maximizar a funcionalidade local sem degradação de desempenho, com racionalização operativa e redução da complexidade e carga computacional das funções de controle e gerenciamento das instâncias hierárquicas superiores, mantendo-se a qualidade da gestão do processo elétrico. Trata-se de uma nova e promissora abordagem em controle de sistemas elétricos [1]. Isto pode ser alcançado com base no aproveitamento do processamento local distribuído pelas várias subestações digitalizadas no sistema elétrico que, além de realizarem as funções clássicas de proteção e controle locais, podem suportar a implantação de funções automáticas de tratamento de dados localmente para:

• automatizar tarefas que demandem presença mais constante de operadores nas subestações;

• facilitar o controle local em emergência; • aprimorar e/ou simplificar tarefas manuais ou automáticas dos Centros de Controle; e • prover a Engenharia de Manutenção e Planejamento da Operação e Expansão da Empresa

com informações significativamente importantes para reduzir seus custos operacionais e de investimentos, respectivamente.

Obtém-se assim, no âmbito operativo, melhoria global dos índices de desempenho do sistema elétrico e melhor utilização da capacidade instalada e, no empresarial, redução do custo operacional e maior competitividade da empresa. A viabilidade de um amplo aproveitamento funcional da digitalização de subestações consiste na efetiva disponibilização da base de dados locais no subsistema de processamento central e remoto, na

ÁREA PARA LOGO DO SIMPÓSIO

TEMA: Funções e Sistemas Título: Aproveitamento Funcional de Sistemas Digitais em Subestações: Funções Automáticas de

Tratamento de Dados Locais Autores: Eduardo Nicola Ferraz Zagari e José Luiz Pereira Brittes Empresa: CPFL - Companhia Paulista de Força e Luz

perfeita integração da subestação com os Centros de Controle, e nas possibilidades de padronização das funções a serem implantadas nos níveis de vão, subestação e remoto. O número de funções que objetivam o máximo aproveitamento funcional de sistemas digitais, no nível de vão, de subestação e remoto, pode ser muito grande, dependendo do suporte computacional provido por um dado sistema em particular. O objetivo deste trabalho, é apresentar as seguintes funções implementadas no nível de subestação, para a SE Metropolitana, da CPFL, subestação distribuidora em 138/13,8 kV, com três transformadores de 30/40/50MVA e 24 alimentadores de média tensão:

• a função de controle de tensão e reativo, que busca manter os valores de tensão e reativo dentro de faixas operativas pré-estabelecidas, otimizando o número de operações do comutador do transformador e o número de manobras dos bancos de capacitores,

• a função de alívio de carga durante subfreqüência, que elege, em tempo real, os alimentadores que devam ser desligados de acordo com suas cargas e prioridades, caso haja atuação da proteção de subfreqüência,

• a função de controle de sobrecarga do transformador, que monitora a temperatura do mesmo objetivando a otimização de sua utilização e

• a função de diagnóstico de atuação do sistema de controle e proteção da subestação, ainda em fase de elaboração, que, com base na seqüência de eventos de uma dada contingência na subestação, além da filtragem de alarmes, procura interpretar a ocorrida.

2. ARQUITETURA DO SISTEMA DE CONTROLE E PROTEÇÃO DIGITAL O Sistema de Controle e Proteção Digital (SCPD) deve basear-se em uma arquitetura distribuída, que por sua própria filosofia de implementação permite a descentralização física e funcional das várias tarefas de proteção e controle, com certa similaridade com os sistemas convencionais. É possível, portanto, definir-se três entidades funcional e fisicamente distintas: as Unidades de Aquisição, Controle e Proteção (UACPs), autônomas no nível de vão, o Subsistema de Processamento Central (SPC), no nível de subestação, e o Subsistema de Processamento Remoto (SPR), para interconexão da subestação com o sistema de telecontrole. A Figura 1 mostra a arquitetura proposta:

Figura 1 - Arquitetura do Sistema de Controle e Proteção Digital Cada uma destas entidades, pode ser definida com as seguintes atribuições:

a) nível de vão: As UACPs devem ter por finalidade executar as funções de proteção e controle dos equipamentos de um dado vão, de maneira autônoma, isto é, tanto quanto possível independentes da degradação das demais UACPs e/ou das entidades dos demais níveis hierárquicos.

b) nível de subestação: O SPC deve receber, processar e armazenar em uma base de dados centralizada as informações do processo, provenientes das bases de dados distribuídas das UACPs, executando as tarefas que por sua natureza têm de ser centralizadas. O SPC pode ser funcionalmente dividido em:

• o Gerenciador de Comunicação (GC), cuja função básica é controlar o fluxo de dados entre as UACPs e a rede do SPC;

• o Subsistema de Operação Local (SOL), que é a entidade que suporta basicamente a Interface Homem-Máquina; e

• o Subsistema de Processamento de Funções (SPF), que é a entidade que deve suportar o processamento local das funções especiais, que não aquelas típicas de Interface Homem-Máquina.

c) nível remoto: O SPR tem por tarefa básica realizar a conversão de dados do sistema eventualmente proprietário de um dado sistema digital para o protocolo único do sistema de telecontrole da concessionária, em geral também proprietário.

3. FUNÇÃO DE CONTROLE DE TENSÃO E REATIVO Modernamente, com base na capacidade de processamento disponível no Sistema de Controle e Proteção Digital da subestação é possível a implementação de uma função automática de controle da tensão e reativo que opere considerando os seguintes fatores:

a) o estabelecimento de uma faixa de regulação otimizada em relação ao número de operações do comutador do transformador e de manobras nos bancos de capacitores. O sistema automático terá eficiência máxima quando, para um número de comutações não superior ao máximo especificado pelo fabricante do transformador para fins de manutenção, e para o menor número possível de manobras dos bancos de capacitores, obtiver a tensão regulada sem ocorrência de alarme de limite inferior ou superior de tensão ou reativo.

b) A função de regulação é um processo automático de recuperação da tensão e reativo para situações normais de operação do sistema elétrico. Para condições de distúrbio ou defeito, quando a tensão pode abaixar aquém do limite inferior ou superar o limite superior, o regulador não toma qualquer atitude, uma vez que o Centro de Operação, nestas condições operativas anormais deve ter recebido um alarme, para as devidas ações corretivas por comando do operador.

3.1 Descrição Geral da Função A função é processada ciclicamente num intervalo de tempo definido pelo operador, dentro do qual são medidos para cada transformador, os valores de tensão do barramento de média tensão, a potência ativa fornecida e a potência reativa requerida pela carga. Os limites de tensão e reativo a serem utilizados pelo regulador são definidos pelo operador em função da carga, pelo cálculo da potência aparente, para períodos típicos de carga leve, média ou pesada. Os valores de tensão são definidos conforme a Figura 2a. Analogamente, são definidos os valores de reativo que constituem a faixa normal de reativo da carga da subestação, como mostra a Figura 2b.

(a) Escala de Valores Limites de Tensão Utilizados pelo Regulador

(b) Escala de Valores Limites de Reativo Utilizados pelo Regulador

Figura 2 - Escala de Valores Limites de Tensão Utilizados pelo Regulador

Durante a execução da função é verificado onde os valores da tensão, V, e de potência reativa, Q, medidos se situam nas respectivas faixas de valores limites. As ações de regulação são tomadas de acordo com Tabela de Atuação mostrada na Figura 3. Nesta tabela, principal elemento do regulador, encontra-se a metodologia de acionamentos de tap do transformador ou manobra dos bancos de capacitores necessários para a recuperação. Baseado nas faixas de tensão e reativo de operação da subestação, é realizada a primeira ação de regulação possível no processo e espera-se que, dentro do intervalo de tempo especificado como ciclo da função, haja a recuperação da tensão para dentro da faixa desejada. Na instância seguinte, o procedimento se repete e, caso ainda haja necessidade de nova intervenção, é novamente realizada a primeira ação de regulação possível no processo e assim por diante, até que a tensão seja recuperada.

Figura 3 - Tabela de Atuação para Regulação de Tensão e Reativo 3.2 Aspectos de Implementação a) Hardware A função se utiliza das informações obtidas em tempo real junto ao processo e aquelas parametrizadas diretamente no Subsistema de Processamento de Funções. O acionamento do tap se dá via UACP de vão do transformador, constituindo um OLTC (On Load Tap Changers) implementado digitalmente. Assim, opera como uma função “stand-alone”, sujeita às restrições funcionais típicas, tais como, bloqueio por falha interna no comutador, por atuação do relé de sobrecorrente temporizado do transformador, seleção de controle manual ou local, dentre outras. Já a manobra dos bancos de capacitores depende grandemente do arranjo do barramento de média tensão da subestação e está sujeita a restrições operativas, tais como, disjuntor de banco em manutenção, possibilidade de interconexão entre seções de barramento de média tensão, dentre outras. b) Software A estrutura de software desta função compõe-se de duas rotinas:

1. uma rotina mestre, no nível de subestação, processada no SPF e geral para todos os transformadores. A rotina mestre é responsável pelo processamento geral da função, que inclui:

• a parametrização dos níveis de carregamento, das faixas de tensão e reativo, do tempo de ciclo da função e do tempo de liberação para acionamento do comutador de tap do transformador;

• o monitoramento do processo quanto à condições operativas de todos os equipamentos envolvidos, isto é, estados e medidas analógicas consistidos, seleção de comando, alarmes de falha do equipamento primário e verificação da topologia do barramento de média tensão;

• rotina de consistência e cálculo dos parâmetros medidos para utilização pelo critério de atuação; e

• critério de atuação com as decisões de comando. 2. uma rotina escrava subordinada à primeira, que no nível de vão por transformador dedica-se

exclusivamente ao controle de tap. É a rotina mestre que emite os comandos principais, quer de manobra de capacitores ou de comutação de tap. Caso a ação seja manobra de bancos de capacitores, o comando é enviado via UACP do vão de capacitores, que o repassa efetivamente para o respectivo disjuntor. No caso da comutação de tap, o comando de acionamento do tap de transformador é habilitado via a UACP do vão de transformador, após o envio de um sinal de desbloqueio para acionamento da rotina escrava (função residente de OLTC). No passo seguinte, dentro ainda de um ciclo da função, a rotina mestre aciona outro procedimento, que temporiza o envio de um sinal de bloqueio ao comutador de tap na UACP do transformador. Isto limita o intervalo de tempo em que a ação de comutação do tap é usada no processo de regulação, em malha fechada com o transformador. Este é um controle indireto do número de comutações de tap admitidos pelo regulador.

Esta configuração é particularmente interessante, pois preserva uma distribuição funcional quase que convencional, onde a função de controle de tap pode ser mantida operando mesmo quando a UPC esteja fora de operação. Neste caso, o controle de tensão será o convencional, como provido normalmente pelo sistema de OLTC de um transformador. 4. FUNÇÃO DE CONTROLE DE ALÍVIO DE CARGA DURANTE SUBFREQÜÊNCIA O sistema elétrico opera com freqüência nominal de 60 Hz, mantida pelo CAG, Controle Automático de Geração, a partir dos reguladores de velocidade das unidades geradoras. Todavia podem ocorrer perdas de geração ou transmissão, que afetem o equilíbrio geração x carga, que se traduzem num desequilíbrio de freqüência no sistema elétrico, devendo-se então tomar medidas para manter ou recuperar este equilíbrio. Isto pode ser obtido pelas medidas: aumento da geração ou pelo alívio automático de carga. A primeira medida pode não ser suficientemente rápida para evitar a queda momentânea da freqüência, que pode atingir níveis indesejáveis. Isto porque a taxa de decréscimo da freqüência para um determinado nível de sobrecarga do sistema é fortemente influenciada por sua inércia, e, devido ao retardo natural dos reguladores de velocidade e à insuficiência de reserva girante ainda conectada ao sistema, este controle pode ser de pouco efeito. Por outro lado, a segunda medida provê um meio rápido e eficiente para manter a freqüência do sistema em valores considerados admissíveis, garantindo a segurança do sistema na perda de grandes blocos de geração, prevenindo a instabilidade ou a operação do sistema elétrico com níveis de freqüência sustentada que possam prejudicar ou danificar equipamentos a ele conectados. Baseado na capacidade de processamento disponível no Sistema de Controle e Proteção Digital da subestação é possível a implementação de uma função automática de controle da rejeição de carga que opere considerando os seguintes fatores:

a) conectividade com o Centro de Operação do Sistema. Isto é, a função é aberta, podendo receber em tempo real um montante do valor específico de MW a ser interrompido num dado momento. Para tanto, no Centro de Operação, uma função de nível hierárquico superior pode avaliar o sistema elétrico da concessionária de forma global e distribuir para cada subestação digitalizada subordinada ao ERAC a carga mais adequada a ser desligada naquele momento.

b) capacidade de otimização local; isto é, na subestação a função estabelece automaticamente, também em tempo real, uma ordem racional de desligamento, permitindo desligar alimentadores considerando sua prioridade, carregamento no instante da contingência, e minimização do custo da interrupção.

4.1 Descrição Geral da Função A filosofia geral da função é, havendo necessidade de alívio de carga numa dada subestação, desligar-se o menor número de alimentadores menos prioritários, com a menor rejeição possível de potência. A menor prioridade pressupõe o menor prejuízo operativo à empresa, uma vez que a Operação deve definir suas instâncias de prioridade em função do impacto econômico e social do desligamento dos seus vários alimentadores. O menor número de alimentadores (equivale dizer aos de maior potência) pressupõe o menor impacto na configuração da subestação e menor desgaste dos equipamentos de manobra, preservando internamente à subestação e à rede de distribuição um maior potencial de flexibilidade operativa. Estes procedimentos garantem uma otimização local para o alívio de cargas. A função deve então, com base no carregamento dos vários alimentadores da subestação, elaborar uma tabela de desligamento para cada estágio que alivie um montante de MW o mais próximo possível ao respectivo nível requerido. Esta tabela deve respeitar os seguintes critérios:

a) essencialidade de determinados alimentadores (prioridades); b) impossibilidade momentânea de desligamento de um alimentador qualquer, independente de

sua essencialidade (bloqueio de software) e c) condição de restrição operativa de um alimentador qualquer, por exemplo, operando em

comando local ou já aberto, e por isso não podendo ser manobrado na função automática. 4.2 Aspectos de Implementação (Software) A função compõe-se das seguintes rotinas, abaixo descritas de forma resumida:

• programa principal: Adquire os dados de potências dos alimentadores, consiste o estado dos disjuntores e suas condições operativas para desligamento (chave 43L/R, alarme de falha do computador de vão), recebe os parâmetros para desligamento a partir do Centro de Operação ou da IHM da função

(prioridades, modo de desligamento - valor absoluto ou percentual - e nível de rejeição por estágio), ativa as subrotinas de divisão das instâncias de prioridade e de classificação de desligamentos para definição dos vetores de desligamento. A seguir transforma estes vetores nas tabelas de desligamento de disjuntor por estágio (seqüência binária de desligamento), e ativa as duas últimas subrotinas para transmissão de dados entre a Unidade Conversora de Dados e a Unidade Autônoma de alimentador.

• subrotina de divisão das instâncias de prioridade: Divide os alimentadores desligáveis em grupos de igual prioridade de desligamento ordenados em ordem decrescente de potência ativa.

• subrotina de classificação de desligamento: Para cada estágio de operação do relé de subfreqüência, ajusta de maneira ótima o número de alimentadores a desligar, considerando primeiro a menor prioridade e, em segundo, a maior potência.

• subrotina que cria, a partir do vetor geral de desligamento por estágios, uma tabela de desligamento por alimentador.

• subrotina de acondicionamento da informação a ser transmitida ao computador de vão. 5. FUNÇÃO DE CONTROLE DO CARREGAMENTO DE TRANSFORMADOR Com base na capacidade de processamento disponível no Sistema de Controle e Proteção Digital da subestação, pode-se obter o monitoramento em tempo real da temperatura ambiente, do óleo e enrolamentos do transformador, além de outros dados como corrente passante e curva de carga diária histórica. Propõe-se, então, uma função automática de pré-resfriamento e controle de carregamento do transformador, em adição à sua proteção convencional, que realize o monitoramento de sua carga com base também na temperatura e não apenas na corrente. Assim, amplia-se as possibilidades de carregamento do transformador, mantendo-o energizado com um controle operativo refinado e seguro, mesmo em condições críticas de sobrecarga. A função de controle de carregamento de transformador deve atuar em dois passos:

a) Passo 1, através de uma rotina de pré-resfriamento do óleo: verificado um carregamento atípico, aciona-se automaticamente a ventilação do transformador, antes mesmo que a temperatura do ponto mais quente do enrolamento atinja os níveis convencionais de acionamento da ventilação forçada, isto é, independentemente dos termostatos.

b) Passo 2, através de uma rotina de transferência e/ou desligamento de cargas: verificada uma sobrecarga, promove-se a transferência sem pisca e/ou desligamento de certo montante de cargas do transformador sobrecarregado, antes que o nível limite de temperatura de desligamento por proteção do óleo ou enrolamento seja atingido.

Assim, minimiza-se o montante de energia não suprida e evita-se o quanto possível o desligamento do transformador por sobrecarga. Conseqüentemente, reduz-se potencialmente os custos decorrentes de interrupções forçadas e, principalmente, obtém-se uma reserva de potência operacional importante, com eventual impacto em futuras expansões do sistema elétrico, pelo aumento do fator de utilização dos transformadores. 5.1 Descrição Geral da Função A filosofia de operação da função baseia-se no comportamento térmico do transformador, e considera:

- a condição operativa inicial do transformador; - o carregamento máximo calculado para um intervalo qualquer de ponta esperado; e - a curva de carga típica diária.

A função de controle de carregamento do transformador constitui-se basicamente dos procedimentos:

• Determinação do carregamento máximo calculado para o transformador A metodologia a ser adotada é a descrita na norma NBR-5416 [2]. Este cálculo permite obter os vários carregamentos máximos admissíveis nos intervalos de ponta previstos, de 0,5 hora, 1,0 hora, 2,0 horas e 4,0 horas, em função da temperatura ambiente, da temperatura inicial de topo do óleo do transformador e de valores limites definidos para o topo de óleo e do ponto mais quente. Assim, num dado instante do dia, de acordo com a temperatura ambiente (variando de 10oC a 55oC)e a temperatura inicial do topo do óleo (variando de 30oC a 95oC), que reflete um carregamento “flat” anterior, pode-se obter a corrente que o transformador suportará continuamente durante um dado intervalo de tempo considerado como ponta, sem que a temperatura final do ponto mais quente ou de topo do óleo ultrapasse a referência definida pelo operador. A partir destes carregamentos calculados são criadas

tabelas, uma para cada uma das seguintes condições operativas do transformador: sem ventilação, com 1 (um) estágio de ventilação e com 2 (dois) estágios de ventilação.

• Lógica de monitoramento - Rotina de Pré-resfriamento: Esta rotina opera com duas tabelas, onde a máxima corrente admissível é calculada para os valores de referência correspondentes ao acionamento da ventilação forçada (ponto mais quente do primeiro estágio, 60oC, e ponto mais quente do segundo estágio, 70oC). Se, em qualquer instante de um dado intervalo de ponta adotado pela rotina em função da carga tida como típica para o transformador, a partir de certo horário do dia, sua corrente real for maior que a corrente máxima admissível calculada para aquela ponta, aciona-se neste instante um ou ambos os estágios. Os estágios são desligados apenas quando a corrente for menor que o valor calculado. Este procedimento equivale a detectar-se um comportamento atípico da carga que, se mantido, tende a levar o transformador a uma condição mais severa de carregamento. Pré-resfriar o transformador equivale a dotá-lo de uma reserva de carga que absorva a sobrecarga prevista.

- Rotina de Transferência e/ou Desligamento de Cargas: Para esta rotina consideram-se as tabelas de corrente de carregamento que levem à máxima temperatura de referência de topo do óleo e a do ponto mais quente para cada duração de ponta, a valores tão próximos quanto possível dos respectivos limites de desligamento da proteção de segundo grau (tipicamente relé 49-2 em 120oC, e relé 26-2 em 100oC). A função deve utilizar sempre a menor das correntes. O valor de corrente calculado representa aqui a máxima corrente admissível passante pelo transformador, constante durante um dado intervalo de ponta da curva de carga típica diária, que permitirá mantê-lo energizado durante esta ponta prevista, sem risco de desligamento e com monitoramento da perda adicional de vida. Ou seja, se a corrente passante for menor que a corrente máxima admissível calculada, isso indica que a temperatura de referência não será atingida.

Se a corrente passante estiver acima deste valor e a temperatura de óleo ou enrolamento superar o valor de referência definido, isso mostra que se está verificando uma sobrecarga, e há enormes chances de se atingir, mais ao final da ponta, os limites de desligamento de segundo grau da proteção. Como a máxima corrente que tenderia a manter a temperatura limite numa condição operativa segura (ainda que com perda de vida acelerada) é conhecida, alivia-se este diferencial de corrente, impondo que a corrente passante fique o mínimo abaixo da máxima corrente calculada. Havendo mais de um transformador receptor, verifica-se a possibilidade de paralelismo e o melhor sentido de transferência, no sentido de se equilibrar o carregamento dos transformadores adjacentes ao transformador sobrecarregado e efetua-se a transferência. Se não for possível o paralelismo, desliga-se os alimentadores em ordem decrescente de prioridade, e dentro de uma mesma prioridade, por ordem decrescente de carregamento até obter-se o diferencial de corrente acima. O transformador em sobrecarga permanece energizado, minimizando-se a necessidade de manobras na instalação. 6. FUNÇÃO DE APOIO AO OPERADOR NO DIAGNÓSTICO DE ATUAÇÃO DO SISTEMA DE CONTROLE E PROTEÇÃO DA SUBESTAÇÃO À medida que o sistema elétrico de potência e os esquemas de proteção tornam-se mais complexos, o diagnóstico de falta em tempo real torna-se tarefa cada vez mais difícil. Nas emergências, os operadores precisam localizar e diagnosticar as condições da falta usando informações em geral insuficientes, disponíveis na sala de controle. Ademais, a pouca freqüência de ocorrência de faltas de um dado tipo e a pressão psicológica sobre o operador, contribuem para dificultar ainda mais sua tarefa. Nas subestações convencionais, os relés de proteção, os registradores de falta, controle automático e aquisição de dados, entre outras funções, são realizadas por dispositivos eletromecânicos e/ou analógicos, limitados quanto ao volume/qualidade das informações fornecidas para diagnóstico de falta. Subestações controladas por um Sistema de Controle e Proteção Digital, além dos convencionais estados de disjuntores e seccionadores, fornecem dados por fase, como partida, desligamento, respectivos rearmes, valores de ajuste e de falta dos dispositivos envolvidos na falta e de sua vizinhança. Essa massa de dados, aliada à capacidade de processamento de funções de controle locais, pode ampliar significativamente o nível de automatização da subestação e do sistema elétrico como um todo, mormente quanto à possibilidade de se instalar sistemas baseados em conhecimento distribuídos, processados sobre o suporte computacional da subestação, tratando informações locais, filtrando eventos e produzindo diagnósticos locais exatos ou muito prováveis. Como há contingências que são restritas a uma única subestação, seria muito razoável que a interpretação da contingência se desse localmente. Isto permite filtrar um grande número de informações

que trafegam até o Centro de Controle. Apenas uma mensagem conclusiva é emitida, o que viabiliza uma ação mais rápida do operador a partir do Centro de Controle. Mesmo para distúrbios sistêmicos é possível que um pré-processamento local de eventos possam reduzir o tamanho de um sistema especialista que venha operar no nível do Centro de Controle, contribuindo também para melhorar seu desempenho. Com a aplicação de tais Sistemas Especialistas é possível obter-se uma visão geral muito mais detalhada da instalação, além da avaliação mais precisa e rápida das situações pré e pós-falta nas subestações, com as respectivas ações corretivas necessárias para solução do problema. O resultado dessa operação potencialmente redutora dos tempos de restabelecimento certamente elevaria a confiabilidade do sistema elétrico como um todo e a qualidade da energia elétrica suprida aos consumidores. 6.1 Filosofia da Função Baseado nos dados adquiridos dos relés e dos equipamentos primários, o Sistema Especialista proposto para a SE Metropolitana (em fase inicial de implementação) deve buscar um diagnóstico das atuações do sistema de controle e proteção, ativando o programa ciclicamente por meio de um canal de tempo, por exemplo, a cada 30 segundos, ou por interrupção, a qualquer momento, quando ocorrer uma abertura de disjuntor ou atuação da proteção. O Sistema Especialista considera disponíveis:

• eventos de partida, desligamento e respectivos rearmes das proteções, por fase; • registro da corrente de carga, e corrente de falta por fase; • eventos associados à seleção, acionamento e efetivação de comando para manobra

de disjuntores; • alarmes de falha internos de todos os componentes do sistema de controle e

proteção, e dos equipamentos principais; e • dados estáticos dos ajustes da proteção.

O Sistema Especialista deve diagnosticar as seguintes ações do sistema secundário: • abertura de disjuntor pelo operador; • abertura intempestiva de disjuntor; • recusa de abertura de disjuntor, quando de manobra ou atuação da proteção; • atuação correta da proteção, discriminando entre proteção principal e de retaguarda,

identificando a natureza da falta e sua localização; • recusa de atuação da proteção e • atuação incorreta da proteção.

7. CONCLUSÕES As funções apresentadas cooperam para um melhor desempenho do sistema elétrico e uma otimização de suas margens de reserva. A padronização de hardware e software dos sistemas empregados e a sistematização das funções, maximiza a relação benefício/custo da digitalização, por permitir a portabilidade, amortizando o custo de software, versus um ganho operativo crescente. Há ainda restrições de desempenho e conectividade entre sistemas, devido às limitações e ao atual nível de padronização do suporte computacional empregado nos sistemas disponíveis. Todavia, estas restrições tendem a tornar-se cada vez menos importantes, face ao acelerado processo de desenvolvimento tecnológico. Assim, conclui-se que o estado da arte em digitalização de subestações viabiliza a implantação de funções automáticas locais. Permite também o aproveitamento funcional global deste processamento distribuído, como brevemente ilustrado pelas poucas funções em nível de subestação, estendido aos níveis de vão e remoto. Isto implica num brutal ganho qualitativo nos resultados operacionais e na organização empresarial da concessionária, o que é fundamental face ao novo papel destas empresas no contexto atual do mercado de energia. A aplicação de sistemas digitais em subestações não é apenas uma questão de modernidade. Enquanto os mais conservadores ainda discutem a viabilidade econômica da digitalização, constata-se mais fortemente a irreversibilidade desta mudança tecnológica, e a abertura de um universo de aplicações que irão impactar profundamente a engenharia de controle e proteção, a engenharia de manutenção e o planejamento da operação e expansão das empresas de energia. 8. BIBLIOGRAFIA

[1] Booth, C.; MacDonald, R. W. Steward; Laycock, W. J.; Bennett, A.. "Enhanced Power System Control and Management Via Intelligent Substations". IEE 2nd International Conference on Advances in Power System Control, Operation and Management. Hong Kong. December 1993.

[2] ABNT. "Aplicação de Cargas em Transformadores de Potência". NBR-5416. 1981.