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UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
JOÃO PAULO DIAS LIBERATO
ESTUDO E APLICAÇÃO DE UM SUPERVISÓRIO INTEGRADO A UM BANCO DE
DADOS PARA A REDE DE DISTRIBUIÇÃO DO CAMPUS PICI
Fortaleza
Junho 2014
i
JOÃO PAULO DIAS LIBERATO
ESTUDO E APLICAÇÃO DE UM SUPERVISÓRIO INTEGRADO A UM BANCO DE
DADOS PARA A REDE DE DISTRIBUIÇÃO DO CAMPUS PICI
Trabalho final de curso submetido à
Coordenação do curso de Engenharia Elétrica,
como requisito parcial para a obtenção do
título de Engenheiro Eletricista.
Orientadora: Prof.ª Ruth Pastôra Saraiva Leão, Ph.D. Coorientador: Prof. Raimundo Furtado Sampaio, M.Sc.
Fortaleza
Junho 2014
ii
JOÃO PAULO DIAS LIBERATO
ESTUDO E APLICAÇÃO DE UM SUPERVISÓRIO INTEGRADO A UM BANCO DE
DADOS PARA A REDE DE DISTRIBUIÇÃO DO CAMPUS PICI
Trabalho final de curso submetido à
Coordenação do curso de Engenharia Elétrica,
como requisito parcial para a obtenção do
título de Engenheiro Eletricista.
Aprovado em: ___/___/______.
BANCA EXAMINADORA
________________________________________
Prof.ª Ruth Pastôra Saraiva Leão, Ph.D. (Orientadora)
Universidade Federal do Ceará (UFC)
_________________________________________
Prof. Raimundo Furtado Sampaio, M.Sc
Universidade Federal do Ceará (UFC)
_________________________________________
Eng. André Valentim
Companhia Energética do Ceará (Coelce)
iii
“Seja quem você for, seja qual for a posição
social que você tenha em na vida, a mais alta
ou a mais baixa, tenha sempre como meta
muita força, muita determinação e sempre
faça tudo com muito amor e com muita fé em
Deus, que um dia você chega lá. De alguma
maneira você chega lá.”
Ayrton Senna
iv
A Deus,
À minha mãe, Aparecida Liberato,
A meu avô, Joaquim Liberato (in memoriam),
À minha Esposa, Kenia Pontes,
A todos os familiares e amigos.
v
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus, por me prover forças quando tudo parecia conspirar para o
fracasso e por não me deixar desistir perante as diversas vezes em que fui tentado a optar por
outros caminhos. Agradeço pela sabedoria em saber ouvir muito e falar somente o necessário.
À minha mãe, Aparecida Liberato, pelo apoio incondicional, sem mensurar esforços,
e que apesar da condição financeira desfavorável, sempre buscou me prover o suporte
necessário para minha formação e que apostou na educação como forma de ascensão social.
À minha esposa, Kenia Pontes, pela paciência e por acreditar naquilo que me propus
a fazer. Obrigado por me suportar, por vezes financeiramente, durante a caminhada e por ter
assimilado a importância das inúmeras noites que dormimos separados.
Ao meu avô, Joaquim Liberato (in memoriam), pelo exemplo e pelo caráter.
Ao meu tio Sebastião Cavalcante e minhas tias Mariana Dias e Vanderlisa Dias, pela
acolhida em vossas casas.
Ao professor Wamberto de Queiroz, por me permitir atuar como bolsista de extensão
universitária no campus Sobral e por seu apoio ao longo do curso.
À professora Vanessa Teixeira, por me receber como orientando e por me apoiar em
apresentações em Encontros Universitários e Feiras das Profissões.
Ao professor Fernando Antunes, por sua valiosa orientação enquanto eu como
bolsista de iniciação científica no GPEC.
Aos professores Raimundo Furtado e Ruth Leão, pelos ensinamentos compartilhados
ao longo da elaboração deste trabalho e por compartilharem de seu vasto conhecimento,
embasando minhas decisões e promovendo discussões pertinentes aos desafios enfrentados.
Aos meus colegas dos cursos de Engenharia Elétrica e Engenharia da Computação de
Sobral e Engenharia Elétrica em Fortaleza, em especial, Wilker Dias, Alexandre Teixeira,
vi
Lucélia Alves, Rodrigo Carvalho, Diego Osterno e Lucivando Ribeiro, por firmarmos uma
parceria sólida na busca conjunta pelo conhecimento.
À todos os professores aos quais, em algum momento, tive a oportunidade de
compartilhar uma sala de aula, que externaram seus conhecimentos e os tornaram de posse
comum.
Aos amigos extra faculdade, aos quais recusei incontáveis convites. Obrigado pela
parceria e pela torcida.
vii
RESUMO
LIBERATO, J. P. D. “Estudo e aplicação de um supervisório integrado a um banco de
dados para a rede de distribuição do campus Pici”. Universidade Federal de Ceará – UFC,
2014.
O principal objetivo deste trabalho é o estudo da funcionalidade de um sistema de
Supervisão Controle e Aquisição de Dados (SCADA), baseado no Elipse Power, integrado a
um banco de dados. O estudo visa apresentar uma proposta para implantação de um sistema
de supervisão integrado a um banco de dados para uma subestação 69-13,8 kV e uma rede de
distribuição em média tensão para o campus Pici da Universidade Federal do Ceará (UFC).
Ações para melhorar a confiabilidade de suprimento e desenvolver uma rede elétrica
inteligente para o campus do Pici demandam em primeira instância a modernização da rede
elétrica atual, de tecnologia ultrapassada e pouco confiável. O software Elipse Power,
responsável pela supervisão, controle, análise e gerenciamento de dados, foi integrado ao
banco de dados SQL Server que permite armazenar dados de tempo real e dados históricos do
sistema elétrico. Para a interface do SCADA com o usuário, foram criadas telas que permitem
acompanhar a operação do sistema elétrico do campus universitário, enviar comandos a
equipamentos de campo, realizar consultas de alarmes e eventos em tempo real ou de valores
históricos. Para testar as funcionalidades do supervisório e banco de dados, foi usado um
simulador com protocolo Modbus.
Palavras-chave: SCADA, banco de dados, automação, subestação, supervisório, IEC 61850,
Elipse Power, SQL Server.
viii
ABSTRACT
LIBERATO, J. P. D. “Study and implementation of a supervisory integrated into a
database for distribution system of the campus Pici”. Universidade Federal de Ceará –
UFC, 2014.
The main objective of this work is to study the functionality of a system Supervisory
Control and Data Acquisition (SCADA) based on the Ellipse Power, integrated with a
database. The study aims to present a proposal to implement a supervision system for a
substation 69-13,8 kV and a distribution network in medium voltage for the Pici campus of
the Universidade Federal do Ceará (UFC). Actions to improve the reliability of energy´s
supply and develop a smart grid for the Pici campus suggest, in first place, upgrade the
electric network existing, with technology outdated and unreliable. Elipse Power software,
responsible for the supervision, control, and analysis and data management was integrated
into the SQL Server database to store real-time data and historical data of the electrical
system. For SCADA interface, were created screens to control and monitoring the operation
of the electrical system of the university campus, to send commands in to field devices,
consult the alarms and events in real time or values it were created Historic. To test the
functionalities of the supervisory and the database, was used a simulator for Modbus protocol.
Keywords: SCADA, database, automation, substation, supervisory, IEC 61850, Elipse
Power, SQL Server.
ix
LISTA DE FIGURAS
Figura 1- Ramificações da atual rede de distribuição do campus Pici...................................... 4
Figura 2- Diagrama unifilar da atual rede de distribuição do campus Pici. .............................. 4
Figura 3- Diagrama unifilar da futura rede de distribuição do campus Pici. ............................ 5
Figura 4- Áreas de aplicação de Smart Grids. ....................................................................... 10
Figura 5- Computador SEL-3354 ......................................................................................... 12
Figura 6- Exemplo de estrutura de rede em uma aplicação SMS. .......................................... 16
Figura 7- Protocolos de comunicação. .................................................................................. 17
Figura 8- Exemplo de arquitetura de um SAS. ...................................................................... 19
Figura 9- Camadas de comunicação de acordo com o padrão OPC. ...................................... 22
Figura 10- Níveis hierárquicos do sistema de automação de subestações. ............................. 23
Figura 11- Níveis hierárquicos em uma subestação. ............................................................. 24
Figura 12- Relés de proteção (a) eletromecânico (b) digital. ................................................. 27
Figura 13-Diagrama de blocos de funcionamento de um relé. ............................................... 28
Figura 14- Medidor eletrônico modelo E650. ....................................................................... 30
Figura 15- Analisador de energia.......................................................................................... 31
Figura 16- Estrutura do Elipse Power. .................................................................................. 35
Figura 17- Exemplo de um SGBD. ....................................................................................... 37
Figura 18- Estrutura básica da rede de comunicação dos alimentadores do campus do Pici. . 45
Figura 19- Modelo elétrico do campus Pici. ......................................................................... 50
Figura 20- Tela representando a entrada de linha da SE Pici operada e mantida pela Coelce. 51
Figura 21- Tela de barramentos da SE. ................................................................................. 52
Figura 22- Tela da distribuição de alimentadores. ................................................................. 52
Figura 23- Projeção da tela da microrrede (a desenvolver). .................................................. 53
Figura 24- Tela de alarmes. .................................................................................................. 54
x
Figura 25- Tela de eventos. .................................................................................................. 56
Figura 26- Tela de representação dos estados das chaves. ..................................................... 57
Figura 27- Tela de representação dos estados dos religadores. .............................................. 58
Figura 28- Tela de gráficos. ................................................................................................. 59
Figura 29- Tela inicial. ......................................................................................................... 61
Figura 30- SQL Configuration Manager. ............................................................................. 63
Figura 31- Configuração da conexão com o BD. .................................................................. 64
Figura 32- Exemplo de comunicação.................................................................................... 66
Figura 33- Simulador Modbus. ............................................................................................. 67
xi
LISTA DE TABELAS
Tabela 1- Partes da norma IEC 61850. ................................................................................. 20
Tabela 2- Comparativo entre Access e SGBD. ..................................................................... 40
xii
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
AMI Advanced Metering Infrastructure
AMR Automatic Meter Reading
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
BD Banco de Dados
CID Configuration IED Description
CIM Common Information Mode
CLP Controlador Lógico Programável
COELCE Companhia Energética do Ceará
COM Modelo Objeto/Componente
DCOM Modelo Objeto/Componente Distribuído
DEC Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor
DEE Departamento de Engenharia Elétrica
DMS
EMS
Distribution Management System
Energy Management System
DNP Distributed Networks Protocol
ERP Enterprise Resource Planning
FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Consumidor
GOOSE Generic Object Oriented Substation Event
GREI Grupo de Redes Elétricas inteligentes
ICD IED Capability Description
IEC International Electrotechnical Commission
IED Intelligent Eletronic Device
IHM Interface Homem Máquina
xiii
LAN Local Area Network
MMS Manufacturing Message specification
MUSD Montante de Uso do Sistema de Distribuição
OLE Object Linking Embedding
OPC OLE for Process Control
ORDBM Object Relational Database Management System
PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional
RAM Random Access Memory
SAS Sistema de Automação de Subestação
SCADA Supervisory Control and Data Acquisition
SCD System Configuration Description
SCL Substation Configuration Language
SE Subestação de Energia
SEL
SEP
Schweitzer Engineering Laboratories
Sistema Elétrico de Potência
SGBD Sistema de Gerenciamento de Banco de Dados
SMS Sistema de Monitoramento de Subestações
SQL Structured Query Language
SSD Substation Specification Description
TC Transformador de Corrente
TCP Transmission Control Protocol
TP Transformador de Potencial
UCS Unidade de Controle da Subestação
UFC Universidade Federal do Ceará
xiv
UTR Unidade Terminal Remota
XML eXtensible Markup Language
xv
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................... ix
LISTA DE TABELAS .......................................................................................................... xi
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ........................................................................... xii
CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO ............................................................................................. 1
1.1 Justificativa ................................................................................................................... 2
1.1.1 Rede elétrica do campus Pici .................................................................................. 3
1.1.1.1 Topologia atual ............................................................................................... 3
1.1.1.2 Topologia futura .............................................................................................. 4
1.2 Objetivos ...................................................................................................................... 5
1.3 Estrutura do trabalho ..................................................................................................... 6
CAPÍTULO 2: CONCEITOS, TECNOLOGIAS E ESTRATÉGIAS DE AUTOMAÇÃO PARA MODERNIZAÇÃO DE REDES ELÉTRICAS ........................................................... 8
2.1 Introdução .................................................................................................................... 8
2.2 Normas e regulamentações ........................................................................................... 8
2.3 Smart Grids .................................................................................................................. 9
2.4 Automação em subestações......................................................................................... 11
2.4.1 Comunicação ....................................................................................................... 13
2.4.1.1 Acesso remoto a subestações e coleta de dados ............................................. 15
2.4.1.2 Protocolos de comunicação ........................................................................... 16
2.4.1.3 Norma IEC 61850 ......................................................................................... 17
2.4.1.4 Padrão OPC .................................................................................................. 21
2.5 Hierarquia do sistema de automação ........................................................................... 23
2.5.1 Processo – Nível 0 ................................................................................................ 25
2.5.2 Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IED) – Nível 1 ........................................... 25
2.5.3 Unidade de Controle da Subestação (UCS) – Nível 2 ........................................... 31
2.5.4 Centro de controle – Nível 3 ................................................................................. 32
2.6 Conclusão ................................................................................................................... 32
CAPÍTULO 3: SISTEMA SUPERVISÓRIO E BANCO DE DADOS ................................. 33
3.1 Introdução .................................................................................................................. 33
3.2 Sistemas supervisórios ................................................................................................ 33
xvi
3.3 Elipse Power ............................................................................................................... 34
3.4 Banco de dados ........................................................................................................... 36
3.4.1 MySQL ................................................................................................................ 39
3.4.2 Access .................................................................................................................. 40
3.4.3 Oracle Database ................................................................................................... 41
3.4.4 SQL Server .......................................................................................................... 43
3.4.5 SGBD escolhido ................................................................................................... 44
3.5 Comunicação entre supervisório e IEDs de uma subestação de energia ....................... 45
3.6 Conclusão ................................................................................................................... 46
CAPÍTULO 4: SISTEMA SCADA E BANCO DE DADOS PARA A AUTOMAÇÃO DO CAMPUS PICI ..................................................................................................................... 47
4.1 Introdução .................................................................................................................. 47
4.2 Sistema SCADA Pici .................................................................................................. 47
4.3 Requisitos de software ................................................................................................ 48
4.4 Modelador elétrico do Elipse Power ........................................................................... 49
4.5 Sistema supervisório da rede Pici ................................................................................ 50
4.5.1 Telas e sinóticos ................................................................................................... 50
4.5.2 Alarmes................................................................................................................ 53
4.5.3 Eventos ................................................................................................................ 55
4.5.4 Estado das chaves e disjuntores ............................................................................ 57
4.5.5 Gráficos de tempo real e históricos ....................................................................... 58
4.5.6 Relatórios ............................................................................................................. 60
4.5.7 Arquitetura de sistema de comunicação ................................................................ 61
4.6 Uso do SQL Server como fonte de dados .................................................................... 61
4.7 Aquisição de dados via Elipse Power .......................................................................... 64
4.7.1 Simulador Modbus ............................................................................................... 65
4.7.2 Drivers de comunicação ....................................................................................... 65
4.8 Conclusão ................................................................................................................... 68
CAPÍTULO 5: CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS ............................................. 69
5.1 Conclusões ................................................................................................................. 69
5.2 Trabalhos futuros ........................................................................................................ 70
REFERÊNCIAS .................................................................................................................. 72
xvii
APÊNDICE I – TAGS DE COMUNICAÇÃO UTILIZADOS PARA VALIDAR A COMUNICAÇÃO DO ELIPSE POWER ............................................................................. 76
1
CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO
A demanda, cada vez mais crescente, por energia elétrica exige que o setor elétrico
nacional seja preparado para atender aos requisitos do crescimento econômico, mantendo a
confiabilidade do sistema e os níveis de qualidade mínimos exigidos pela legislação vigente.
Para tanto, os sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica
devem ser enquadrados nos termos dos indicadores de qualidades detalhados nos
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST).
Assim sendo, tanto os produtores como as empresas concessionárias de energia elétrica estão
em constante busca pela evolução das práticas de operação, investindo em sistemas
automatizados que proporcionam maior segurança e confiabilidade ao sistema.
Esta evolução tem conduzido ao conceito de redes elétricas inteligentes (REI) ou
Smart Grids. As redes são ditas ‘inteligentes’ por que incorporam estratégias de controle e
gerenciamento em que os componentes da cadeia estão interconectados entre si, através de
uma comunicação interativa.
Para GGEE (2012):
As redes elétricas inteligentes podem ser compreendidas como a rede elétrica que
utiliza tecnologia digital avançada para monitorar e gerenciar o transporte de
eletricidade em tempo real com fluxo de energia e de informações bidirecionais
entre o sistema de fornecimento de energia e o cliente final.
No contexto de redes inteligentes, estão presentes os sistemas de Supervisão
Controle e Aquisição de Dados (SCADA), que tem como função principal monitorar valores e
estados coletados nos Dispositivos Eletrônicos Inteligentes, no inglês Intelligent Eletronic
Devices (IED), instalados ao longo da rede (MELLO, 2006). O Elipse Power (2013) é um dos
principais software SCADA do mercado, que possui tais funcionalidades.
2
1.1 Justificativa
A rede de distribuição que alimenta o campus Pici da Universidade Federal do
Ceará (UFC) tem extensão aproximada de 6,3 km e é suprida por um alimentador em
13,8 kV a partir da subestação PICI II da Companhia Energética do Ceará (COELCE).
A rede elétrica em média tensão tem topologia radial e é protegida apenas por um único
relé secundário associado a um disjuntor no ponto de entrega (GIROUX, 2012). A carga
instalada no campus Pici é de 13,5 MVA e a demanda de 3.700 kW (GIROUX, 2012).
A baixa confiabilidade de suprimento e a não conformidade da instalação às
normas vigentes demandaram esforços no sentido de modernizar a rede elétrica do
campus universitário Pici.
A modernização da rede do campus Pici contará com a construção de uma
subestação 69-13,8 kV e uma rede em média tensão com três alimentadores e alocação
de religadores ao longo da rede, permitindo flexibilidade de manobra e de encontro de
alimentadores (LOPES, 2011).
Nos estudos mostrados por MOURA (2010), BARROS (2010) e VALE (2011),
reforçado por LOPES (2011), é justificada a necessidade da evolução e modernização
da rede Pici.
Em GIROUX (2012), é proposta a implantação de um sistema SCADA local
na subestação, com desenvolvimento das interfaces gráficas, automatismos e integração
dos sistemas de proteção e controle via sistema digital baseado na IEC 61850.
3
1.1.1 Rede elétrica do campus Pici
O sistema de distribuição interno ao campus Pici atende à demanda de energia
dos cursos do Centro de Tecnologia, Ciências Agrárias, Centro de Ciências, Biblioteca
Geral, Restaurante Universitário, Pró-Reitora de Graduação e Pós-Graduação, Museu
Seara da Ciência, complexo esportivo, residência universitária e outros serviços.
Segundo a norma ABNT NBR 14039 sobre “Instalações elétricas de média
tensão de 1 kV a 36,2 kV”, a Norma Técnica NT-002/2011 da Coelce sobre
“Fornecimento de energia elétrica em tensão primária de distribuição” e o Módulo 3 do
PRODIST sobre “Acesso ao Sistema de Distribuição”, o suprimento em 13,8 kV tem
como condição uma carga instalada superior a 75 kW e uma demanda contratada
(MUSD) inferior a 2.500 kW (BARROS, 2010). Constata-se que o MUSD do campus
Pici é superior a 2.000 kW, portanto, a necessidade de mudança na tensão de conexão
de 13,8 kV para 69 kV para a rede do campus do Pici é um requerimento de norma.
1.1.1.1 Topologia atual
A Figura 1 mostra uma visão aérea da atual configuração da rede elétrica do
campus. Em destaque a localização do disjuntor geral na entrada de linha. Também são
destacadas no diagrama unifilar da Figura 2 as chaves seccionadoras distribuídas ao
longo dos alimentadores dos Centros de Ciências (CC), Centro de Tecnologia (CT),
Centro de Ciências Agrárias (CA), Biblioteca Central (BC) e Restaurante universitário
(RU).
4
Figura 1- Ramificações da atual rede de distribuição do campus Pici.
Fonte: Adaptada de LOPES (2011)
Figura 2- Diagrama unifilar da atual rede de distribuição do campus Pici.
Fonte: (LOPES, 2011)
1.1.1.2 Topologia futura
A Figura 3 mostra a subestação e a nova topologia projetada para a rede Pici,
com religadores localizados na saída de cada alimentador, e seis outros religadores
5
distribuídos na rede primária, sendo quatro normalmente fechados (NF) e dois
normalmente abertos (NA). A barra em 69 kV será alimentada por um derivação da
saída de linha da SE Pici II. O ponto de entrega em 69 kV é protegido por um disjuntor
geral à montante e a tensão de 69 kV rebaixada para 13,8 kV por dois transformadores
em paralelo.
Figura 3- Diagrama unifilar da futura rede de distribuição do campus Pici.
Fonte: (LOPES, 2011)
1.2 Objetivos
O principal objetivo deste trabalho é estudo de um Sistema de Supervisão,
Controle e Aquisição de Dados (SCADA), baseado no software Elipse Power, para o
sistema elétrico do campus universitário Pici da UFC, usando o banco de dados SQL
Server da Microsoft®.
6
O sistema supervisório é capaz de monitorar em tempo real a operação da rede,
executar comandos, acessar dados históricos e on-line, gerar alarmes, registro de
eventos e gráficos de tendências.
Este trabalho também busca:
Criar uma interface gráfica que represente a rede elétrica do campus Pici,
onde seja possível controlar, verificar e visualizar os estados dos
dispositivos eletrônicos inteligentes (IED) e dos elementos de proteção e
controle;
Apontar as opções de bancos de dados mais usuais no mercado e exibir
detalhes de cada produto estudado e com isso, definir o banco adotado para
o SCADA da rede Pici;
Reunir bibliografia específica para o tratamento de sistemas supervisórios
operando com auxílio de Sistema de Gerenciamento de Banco de Dados
(SGBD);
Discorrer sobre o sistema supervisório proposto para a SE do campus Pici,
analisando as possibilidades e funcionalidades adicionais contidas no
SCADA.
1.3 Estrutura do trabalho
O trabalho está dividido em cinco capítulos. O Capítulo inicial traz uma breve
introdução a respeito dos temas a serem abordados ao longo do texto, apresenta a
justificativa para a elaboração desta monografia, faz-se uma exposição da topologia da
rede estudada, lista os objetivos que se deseja alcançar e expõe a estrutura do texto.
7
O Capítulo 2 é reservado para o estudo dos inúmeros sistemas, equipamentos e
dispositivos que podem ser aplicados para automatizar uma subestação de energia,
explora a estrutura de um sistema SCADA, insere o conceito de Smart Grid e aborda a
comunicação ente os elementos de uma SE.
O terceiro Capítulo, dedicado ao banco de dados, expõe as funcionalidades dos
softwares aplicáveis à estrutura de um sistema SCADA, define banco de dados e sua
função no contexto da automação de uma SE, aborda sobre os principais Bancos de
Dados (BD) comerciais disponíveis e define o utilizado para o case estudado. Também
é dedicado um espaço para o supervisório proposto para a SE da rede de distribuição do
campus Pici.
No Capítulo 4 é definida a estrutura de banco de dados utilizada, justificando o
uso do SQL Server. Também destaca-se a forma de leitura de dados de supervisório a
partir do Elipse Power. Além disso, será detalhado o tratamento de alarmes, históricos e
eventos.
Finalmente, no Capítulo 5, são apresentadas as conclusões retiradas a partir
deste estudo e projetam-se perspectivas futuras atreladas ao tema proposto.
8
CAPÍTULO 2: CONCEITOS, TECNOLOGIAS E ESTRATÉGIAS DE AUTOMAÇÃO
PARA MODERNIZAÇÃO DE REDES ELÉTRICAS
2.1 Introdução
Neste capítulo serão descritos equipamentos e técnicas utilizadas atualmente
por concessionárias de energia elétrica e instalações particulares para promover
automação e modernização do sistema de distribuição de energia elétrica. Será abordado
o conceito de redes inteligentes e as funções dos principais equipamentos e IEDs de
uma SE, além da abordagem sobre características dos novos conceitos acerca de relés de
proteção, coleta de dados e eventos na SE e rede de distribuição.
2.2 Normas e regulamentações
As concessionárias de energia elétrica estão submetidas a diversas normas e
regulamentações que visam definir e estabelecer requisitos para garantir a qualidade e
continuidade dos serviços prestados. No Brasil, a Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL) elaborou os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional (PRODIST). Em especial em seu módulo 8, que estabelece os
procedimentos relativos à qualidade da energia elétrica fornecida ao consumidor do país
e no módulo 4, que trata dos procedimentos operativos do sistema de distribuição.
Diante das regras definidas pelos órgãos normativos e regulamentadores, e
também para garantia da sustentabilidade financeira própria, tanto os produtores quanto
as empresas que respondem pela transmissão e distribuição de energia elétrica, se veem
obrigados a investir na modernização e automatização de seus processos e operações
9
para garantir que a energia entregue ao usuário final esteja enquadrada dentro dos
padrões aceitáveis.
Por outro lado, os consumidores têm suas responsabilidades definidas no
módulo 5, aplicável às conexões no sistema de distribuição, em específico, aos sistemas
de medição. O documento é dividido em cinco seções:
Introdução;
Aplicabilidade;
Especificação dos sistemas de medição;
Implantação, inspeção e manutenção dos sistemas de medição;
Leitura, registro, compartilhamento e disponibilização das informações de
medição.
As melhorias citadas passam pelo investimento em novas tecnologias
aplicáveis aos sistemas elétricos. Com o passar dos anos, os dispositivos até então
predominantemente eletromecânicos, passam a ser substituídos por dispositivos
baseados em microprocessadores, acumulando novas funcionalidades e uma maior
capacidade de processamento e troca de informações entre setores distintos, tornando-se
dispositivos inteligentes.
2.3 Smart Grids
Também denominadas Redes Elétricas Inteligentes (REI), o conceito de Smart
Grids está diretamente relacionado ao uso de tecnologia de informação e comunicação
incorporada às redes elétricas. Segundo FALCÃO (2009), a filosofia de uma Smart
Grid pode ser associada aos avanços dos sistemas de controle e comunicação em
10
relação à própria estrutura de energia elétrica já existente, no intuito de fornecer a
informação correta ao destinatário correto.
As REI oferecem vários benefícios como maior segurança e confiabilidade do
suprimento, envio de informações em tempo real para auxiliar os consumidores a
controlar custos com energia, capacidade de recomposição automática da rede elétrica
(self-healing) em situações de falta, melhor integração de fontes renováveis de energia,
etc.
O termo “rede inteligente” se deve às possibilidades de interconexão entre
sistemas diversos, usando tecnologia de comunicação avançada, permitindo integrar os
componentes da rede, como IEDs, por exemplo, no intuito de prover um canal de troca
de informações comuns aos participantes da rede. De posse destas informações é
possível tratar estratégias de proteção, controle e gerenciamento de energia, por
exemplo.
A concepção de rede inteligente pode ser implantada nos diversos segmentos
do sistema elétrico, como ilustrado na Figura 4.
Figura 4- Áreas de aplicação de Smart Grids.
Fonte: (FALCÃO, 2009)
11
O desenvolvimento de REI, entretanto, tem se voltado, com maior número de
ações e investimentos, aos sistemas de distribuição e no lado do consumidor, tendo-se a
geração distribuída e a medição eletrônica inteligente como os principais fomentadores.
2.4 Automação em subestações
Uma subestação é parte de um sistema elétrico de geração, transmissão e
distribuição e agrupa equipamentos, condutores e acessórios, destinados à proteção,
medição, manobra e transformação de grandezas elétricas. Os equipamentos de
automação de uma subestação devem ser capazes de monitorar e controlar a planta, a
fim de garantir uma resposta rápida a eventos em tempo real com ações adequadas, e
manter a continuidade de suprimento de energia elétrica.
Para SILVA (2002), alguns dos motivos que levam à necessidade de
automatizar os sistemas elétricos são:
Melhoria na qualidade do fornecimento de energia elétrica, com redução da
quantidade e do tempo de interrupções, por meio da supervisão direta e em tempo
real do sistema elétrico;
Melhoria da qualidade de informação para a operação local e remota;
Redução da incidência de ocorrências no sistema elétrico em razão de erros
humanos de operação;
Implementação de novas funções para controles sistêmicos e de comandos de
equipamentos;
Operação remota de SEs com base no centro de operação do sistema,
padronizando os relatórios;
12
Redução do custo operacional, com a automação de tarefas e centralização de
ações operativas;
Melhoria dos níveis de tensão, segurança operacional e dos índices de Duração
Equivalente de Interrupção por Consumidor (DEC) e Frequência Equivalente de
Interrupção por Consumidor (FEC);
Melhorar o planejamento operacional e de engenharia.
A Figura 5 mostra um computador industrial utilizado no nível 2 como UCS
em subestações automatizadas. Este computador opera em plataforma Windows® e nele
são instalados os softwares para gerenciamento do processo de automação do nível 2 da
subestação, como Elipse Power e SQL Server.
Figura 5- Computador SEL-3354
Fonte: Catálogo SEL.
Esta UCP da SEL especificada para a subestação do campus Pici possui as
seguintes características:
Configuração de hardware e software flexíveis: permite a instalação em
qualquer sistema de proteção (Geração, Transmissão, Distribuição ou
Industrial);
13
Fornece acesso remoto aos dados provenientes de relés de proteção e outros
dispositivos digitais, para diferentes usuários locais e/ou remotos;
Simplifica e gerencia o acesso remoto aos equipamentos digitais de uma
subestação, via porta serial, rede ethernet, ou outros meios físicos,
otimizando o processo de coleta de dados, ajustes e parametrização remota;
Multitarefa e multiusuário, permitindo acesso via diferentes portas seriais;
Conexão ponto-a-ponto ou multiponto através de conversores
EIA232/EIA485;
Permite a conexão a qualquer equipamento digital (Relés, RDP, medidores,
CLPs, impressoras, etc) que possua porta serial de comunicação,
independente de protocolo ou fabricante.
2.4.1 Comunicação
A troca de informações entre os dispositivos que compõem uma subestação
automatizada, usina geradora de energia ou uma rede de transmissão/distribuição é
essencial para garantir o perfeito funcionamento do sistema, seja quanto à operação
como também em termos de segurança da instalação e do pessoal.
A velocidade e a confiabilidade com que as informações trafegam, pode ser
comprometedora quando se tem um evento inesperado, como a abertura de um
disjuntor, por exemplo. Estas informações podem ser utilizadas pelo sistema de
proteção para atuar um elemento de proteção e evitar danos ao Sistema Elétrico de
Potência (SEP). Para tanto, é necessário que haja uma permuta de informações entre os
diversos componentes da instalação, como relés e disjuntores, por exemplo, e que sejam
capazes de eliminar, ou isolar o defeito, de maneira segura e o mais breve possível.
14
A norma internacional de comunicação para dispositivos em um ambiente de
subestação, conhecido como padrão IEC 61850 contribuiu de forma significativa para
estabelecer o modo de comunicação e troca de informação dentro de uma subestação de
energia elétrica. A comunicação entre os IEDs padronizada pela IEC 61850 se dá tanto
de maneira vertical (cliente-servidor), como horizontal (editor-assinante). Os
mecanismos utilizados para este tipo de integração são modelados na norma IEC 61850,
da seguinte forma (ALMEIDA, 2013):
Generic Object Oriented Substation Event (GOOSE) – modelo definido pelo
IEC 61850, o qual fornece mecanismo rápido e confiável para transferência
de dados (valores e estados) de eventos em subestações. As mensagens
GOOSE trafegam em redes locais virtuais, Local Area Network (LAN), com
endereçamento realizado pelo endereço Media Access Control (MAC). Não
possuem endereço de Internet Protocol (IP) e nem são roteáveis. Utilizam o
mecanismo de rede conhecido como editor/assinante. Um IED é definido
como editor e todos os demais dependentes deste são denominados
assinantes. Desta forma, em um ciclo de comunicação na rede, todos os
assinantes são atualizados, garantindo o tempo de quatro milissegundos. A
garantia do recebimento do destino é dada pela repetição da mensagem
GOOSE, o que dispensa o uso de recebimento, contribuindo para uma
melhor velocidade.
Manufacturing Message Specification (MMS) – é um protocolo
internacional para transferência de dados de processo em tempo real e de
supervisão e controle. Implementações de MMS suportam uma variedade de
links de comunicação, incluindo Ethernet e TCP/IP.
15
Sampled Values (SP) – valores amostrados para serem usados nas
conversões das medições analógicas. Os tempos de transmissão devem ser
da ordem de microssegundos, pois envolvem a digitalização de sinais na
frequência de 60 Hz.
2.4.1.1 Acesso remoto a subestações e coleta de dados
Os métodos atuais de supervisão, controle e proteção presentes nas subestações
de energia são pensados para atender inúmeros requisitos operacionais do setor elétrico.
Esta estrutura é composta por relés de proteção, controladores, redes de comunicação,
gateway para prover a integração com o SCADA remoto e uma IHM. O objetivo é
facilitar as ações de operadores, de forma remota ou local, para realizarem atividades
como: manobras, leituras instantâneas, registros históricos de grandezas, leitura e
registros de lista de eventos, alarmes e outros. Facilita também o acesso aos dados pela
equipe de engenharia, para alterações de ajustes de proteção e coleta de oscilografia.
O acesso da área de engenharia, é possível a partir do uso de softwares no
computador remoto, normalmente dentro da própria subestação, mas também pode ser
feito via browser o que elimina qualquer dependência de sistema operacional, já que
não há instalação de nenhum software adicional. As informações podem ser coletadas
em tempo real, sem a necessidade de um acesso físico direto ao ponto desejado para a
coleta dos dados.
Na Figura 6 é apresentada uma topologia para automação de SE fornecida pela
Schweitzer Engineering Laboratories (SEL), que desenvolveu o Sistema de
Monitoramento de Subestações (SMS). O SMS possui as características de monitoração
de transformadores, disjuntores, religadores, baterias e chaves seccionadoras. O SMS
adota comunicação via Ethernet e atende a norma IEC 61850, mas também é adaptável
16
a subestações que ainda não estejam de acordo com a norma, isso se torna possível pela
estrutura multiprotocolo do sistema.
Figura 6- Exemplo de estrutura de rede em uma aplicação SMS.
Fonte: SEL (2011).
2.4.1.2 Protocolos de comunicação
É um conjunto de regras pré-estabelecidas que regem e padronizam o
tratamento e a formatação dos dados em um determinado sistema. Para MELLO (2006),
protocolos de comunicação são como regras gramaticais através das quais dispositivos
microprocessados se comunicam entre si; é a maneira pela qual organizam e transmitem
sinais binários, codificando informação em padrões específicos.
Estas regras são de fundamental importância para garantir que em um projeto,
em que são usados dispositivos de fabricantes diferentes possam interagir entre si de
17
forma fácil sem a necessidade de conversões de protocolos. Este conceito de
interoperabilidade nem sempre é possível.
O Elipse Power, utilizado neste trabalho e detalhado no Capítulo 3, usa
protocolos abertos. Esta escolha é baseada na exigência do mercado e uma decisão
estratégica para a redução de custos com desenvolvimentos extras dedicados à
comunicação e além disso ganha-se tempo na configuração de aplicativos.
2.4.1.3 Norma IEC 61850
A norma internacional IEC 61850 tem como finalidade garantir a interoperabilidade
entre IEDs de fabricantes distintos, sem prejuízo à troca de dados e permitindo a operação do
conjunto de equipamentos, independente do fabricante escolhido. A norma é bastante extensa,
dividida em dez partes, e não é foco deste trabalho seu detalhamento, mas apenas citá-las
como complemento aos estudos aqui discutidos. A Figura 7 mostra um exemplo de rede
montada antes da aplicação da IEC 61850, onde cada IED possui sua maneira particular de se
integrar ao sistema como um todo.
Figura 7- Protocolos de comunicação.
Fonte: MOREIRA (2009).
18
Segundo GURJÃO, CARMO & SOUZA (2006), a norma IEC 61850 define e
padroniza o modelo dos dados que representam os atributos e as funções dos dispositivos
físicos de uma subestação ou usina do sistema elétrico. Este modelo é baseado na orientação à
objeto e utiliza todos os conceitos associados a este tipo de estrutura de dados.
Os padrões contidos na IEC 61850 definem uma linguagem de programação para a
configuração dos comandos de automação em subestações, a Substation Configuration
Language (SCL). Esta, por sua vez, tem como base a linguagem eXtensible Markup Language
(XML), e tem como característica de desenvolvimento a padronização do modelos de funções
de proteção e equipamentos.
Para PEREIRA et al. (2009), as diversas possibilidades e funcionalidades disponíveis
em um dispositivo IED são representadas na linguagem Substation Configuration Language
(SCL) através do arquivo IED Capability Description (ICD), fornecido pelo fabricante. A
especificação do sistema de automação da subestação, transcrita em linguagem SCL, constitui
o arquivo Substation Specification Description (SSD). Este arquivo, juntamente com os
arquivos ICD dos diversos IEDs configurados através do emprego de uma ferramenta de
engenharia adequada de modo a atender aos requisitos especificados, origina o arquivo System
Configuration Description (SCD). Adicionalmente, o arquivo de IED, depois de configurado
para um projeto específico, passa a ser denominado arquivo Configured IED Description
(CID) daquele IED.
Os arquivos citados acima são uma forma de troca de informações e uma maneira de
configurar equipamentos de fabricantes distintos, além disso, carregam consigo atributos da
subestação, funcionalidades dos IEDs e serviços de comunicação.
A manutenção da interoperabilidade do sistema também depende dos projetos de
expansão do sistema. Desse modo, a estrutura de comunicação projetada deve reservar espaço
para integrar equipamentos futuros que venham a ser integrados à topologia. Assim sendo,
19
cada função do sistema montado sob a cobertura da IEC 61850 é acrescida sem a necessidade
de grandes alterações nas estruturas de hardware e software.
Na Figura 8 é apresentado um exemplo de uma arquitetura de um de Sistema de
Automação de Subestação (SAS), baseado na norma IEC 61850.
Figura 8- Exemplo de arquitetura de um SAS.
Fonte: PEREIRA (2007).
Para ALMEIDA (2013), nas subestações existem três níveis a considerar, sendo eles:
nível estação, nível vão e nível processo. As comunicações podem ser tantas horizontais
(mesmo nível) como verticais (níveis diferentes).
A forma de transferência de dados adotada na norma IEC6850 caracteriza-se por
uma comunicação vertical, onde as informações são transferidas na forma cliente-servidor,
contrapondo-se com a comunicação em modo mestre-escravo, como se adota comumente em
outros protocolos. Quando se adota o modo cliente-servidor, geralmente há uma troca de
informações entre equipamentos em níveis diferentes, como por exemplo, um servidor (IED)
no nível de processo, fornece dados a um cliente no nível de estação em outro ponto qualquer,
20
sob solicitação deste cliente ou através de eventos pré-definidos gerados de maneira
automática. Quando a comunicação se dá de maneira vertical, o controle do processo é de
responsabilidade do cliente.
Há também a possibilidade de distribuir as mensagens entre vários IEDs
simultaneamente ou ser enviada a um único dispositivo, sem que haja uma obrigatoriedade de
uso por parte do dispositivo, isso depende de sua necessidade. Esta característica define a
forma de distribuição da informação na rede: unicast ou multicast. Estas mensagens são
lançadas de maneira repetitiva para que se tenha uma maior segurança no envio e não há
necessidade de confirmação de recebimento. A Tabela 1 exibe a divisão da norma em 10
partes distintas, em que cada capítulo trata as condições a serem atendidas por um sistema
para que seja enquadrado dentro da norma.
Tabela 1- Partes da norma IEC 61850.
Tema Parte Descrição
Aspectos do sistema
1 Introdução e Visão Geral 2 Glossário 3 Requisitos Gerais 4 Gerenciamento de Sistemas e Projetos 5 Requisitos de Comunicação para Funções e Modelos dos Dispositivos
Configuração 6 Linguagem de Configuração para IEDs (SCL)
Estrutura de comunicação Básica para Equipamentos de Subestações e Alimentadores
7.1 Princípios e Modelos 7.2 Serviços de Comunicação Abstratos (ASCI) 7.3 Classes de Dados Comuns 7.4 Classes de Nós Lógicos e de Dados Compatíveis
Mapeamento de Serviços de Comunicação específicos
8.1 Mapeamento para MMS e para ISSO/IEC 8802-3
9.1 Valores Amostrais sobre Enlance Serial Unidirecional Multidrop Ponto-a-Ponto
9.2 Valores Amostrais ISSO/IEC 8802-3 Ensaios 10 Testes de Conformidade
Fonte: Pereira (2007).
21
2.4.1.4 Padrão OPC
É um padrão de comunicação aberto desenvolvido por fornecedores de equipamentos
de automação industrial, com base na tecnologia Object Linking Embedding (OLE),
desenvolvido pela Microsoft® no início dos anos 90, e que surgiu com o propósito de integrar
aplicações distintas dentro da plataforma Windows® (RIBEIRO, 2008).
OPC é uma sigla adotada para o termo OLE for Process Control que é um
middleware comumente utilizado para solucionar problemas na interconexão entre sistemas
de automação elaborados em diferentes protocolos de comunicação. O uso das tecnologias
modelo objeto/componente (COM) e modelo objeto/componente distribuído (DCOM)
permitem a troca de dados entre máquinas distintas, em tempo real, contribuindo na
elaboração de uma estrutura cliente/servidor, ainda que tais equipamentos operem em
protocolos distintos (RIBEIRO, 2008).
A Fundação OPC (OPC Foundation), que rege o desenvolvimento de tecnologias
dedicadas à interoperabilidade entre dispositivos de automação, atua de forma a criar e
especificar pré-requisitos que padronizam a comunicação das arquiteturas que necessitam de
acesso online à dados em disco, situações de alarmes, histórico de eventos, comandos e
bancos de dados, de fabricantes diversos e que adotam protocolos que nem sempre são os
mesmos. Na Figura 9, tem-se uma representação gráfica da divisão de camadas no padrão
OPC (RIBEIRO, 2008).
22
Figura 9- Camadas de comunicação de acordo com o padrão OPC.
Fonte: PUDA (2010).
A aplicação dos conceitos do padrão OPC, permite unificar a comunicação de dados,
para que não se faça necessário o uso de mais de uma tecnologia de comunicação, assim,
garante-se a interação entre sistemas de operação e se torna possível integrar processos
distintos, facilitando até mesmo a redução de custos com equipamentos específicos.
As tecnologias baseadas no padrão OPC são capazes de integrar os dados de uma
empresa, sejam eles oriundos do parque fabril ou originários de setores do âmbito
administrativo.
Em termos práticos, é comum encontrar o padrão OPC aplicado em IHMs, sistemas
SCADA e em Sistemas de Controle Distribuídos, geralmente aplicados à computadores
industriais com aplicações específicas.
Este trabalho não contempla nenhuma ação em que se pretende aplicar o padrão
OPC. Por outro lado, o padrão pode servir como base para aplicação de novas funcionalidades
ao sistema SCADA, como na troca de informações com outros softwares de coleta,
tratamento e transmissão de dados, por exemplo.
23
2.5 Hierarquia do sistema de automação
A capacidade de troca de informações entre os diversos setores de uma
subestação de energia elétrica exige que sejam estabelecidos limites entre cada uma dos
níveis interligados. Dessa forma, os níveis são subdivididos de acordo com sua função
dentro do Sistema de Automação de Subestação (SAS), como mostrado na Figura 10. A
arquitetura de um SAS deve ter como base a filosofia de sistemas distribuídos e ser
orientada de maneira modular, aberta, flexível, robusta e de expansão facilitada
(BARROS, 2010).
Figura 10- Níveis hierárquicos do sistema de automação de subestações.
Fonte: (SAMPAIO, 2002)
Em (PEREIRA et al., 2009) é dito que a norma IEC 61850 define os níveis
hierárquicos de comunicação para suas aplicações:
Nível estação: onde se encontram os sistemas gateway, softwares e
supervisórios (SCADA) e centros de operações;
24
Nível bay: onde se encontram os relés de proteção ou IEDs da subestação;
Nível de processo: onde se encontram os equipamentos da subestação como
transformadores, chaves, disjuntores, etc. A Figura 11 mostra a divisão hierárquica em
uma subestação.
Figura 11- Níveis hierárquicos em uma subestação.
Fonte: ALMEIDA (2011).
Segundo (BARROS, 2010), o SAS mostrado na Figura 11 é composto pelo seguintes
níveis funcionais:
Nível 0: processo;
Nível 1: IEDs;
Nível 2: UCS;
Nível 3: centro de controle.
25
2.5.1 Processo – Nível 0
Neste nível encontram-se os equipamentos de campo dispostos nos vãos das
subestações. Neste nível os principais equipamentos são:
Transformadores;
Disjuntores;
Chaves seccionadoras;
Transformadores de Corrente (TCs);
Transformadores de Potencial (TPs).
2.5.2 Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IED) – Nível 1
Neste nível estão alocados os equipamentos que respondem pelo controle e
supervisão da SE, os Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IEDs).
Pode ser denominado como um IED todo e qualquer dispositivo eletrônico com
software embarcada, cujas funções pré-definidas, executam ação de processamento,
tratamento ou leitura de dados, oriundos do campo ou de outro equipamento, com
capacidade de enviar e receber informações. Nos sistemas elétricos de potência, os IEDs
fazem parte do nível responsável pelas funções de proteção, medição, automatismo,
monitoramento, controle e comunicação que proporcionam os recursos necessários para
a integração do sistema de automação entre os níveis 0 e 2.
Podem ser citados como exemplos de IEDs os relés de proteção, equipamentos
de leitura e análise de energia, equipamentos de monitoração em modo local e remoto,
dentre outros. O uso dos IEDs impacta diretamente na redução do custo de implantação,
facilita a manutenção, reduz o número de cabos e equipamentos utilizados, possibilita a
26
troca de informações mais rápidas, simplifica o projeto, prover maior confiabilidade,
além de permitir a sincronização temporal dos dispositivos (PEREIRA, 2007).
Com a popularização e a crescente demanda por equipamentos multifuncionais,
os IEDs são instalados nas subestações e redes elétricas modernas, promovendo a
possibilidade de expansão e novas funcionalidades de automação, como aquisição de
dados e compartilhamento de informações entre equipamentos distintos.
A aquisição de dados começa no nível dos IEDs e inclui a leitura do medidor e
relatórios de estado de equipamentos que são comunicados ao SCADA quando necessário.
Dados podem também alimentar um histórico operacional para permitir avaliação de
tendências, estudos e auditorias.
2.5.2.1 Relés de proteção
São dispositivos que têm como função detectar condições anormais de
operação no ponto monitorado e automaticamente enviar comandos aos equipamentos
de disjunção a fim de isolar o defeito.
Nas últimas décadas, os relés de proteção experimentaram notável evolução,
com mudanças nos aspectos construtivos e em sua concepção de funcionamento. Nesse
processo de desenvolvimento tecnológico, os relés, inicialmente eletromecânicos,
evoluíram para relés eletrônicos, relés digitais e relés microprocessados ou numéricos.
A Figura 12 mostra um exemplo de relé eletromecânico e relé digital.
27
Figura 12- Relés de proteção (a) eletromecânico (b) digital.
(a) Relé eletromecânico Fonte: (L.G. HEWITSON, 2004)
(b) Relé digital Fonte: Manual de operação URP1439, PEXTRON.
Os relés numéricos, predominante na automação de sistemas elétricos, são
equipamentos multifuncionais, com diferentes funções de proteção, disponibilidade de
múltiplos grupos de ajustes e recursos de medição de grandezas elétricas, registros
oscilográficos, supervisão, controle e comunicação (RIOS FILHO, 2013).
Segundo (LIMA, 2006), os primeiros relés de proteção eram compostos por
partes elétricas, magnéticas e mecânicas e possuíam apenas uma função de proteção,
chamados então de relés de frequência, tensão e corrente, por exemplo. São os relés
eletromecânicos, ainda adotados em instalações mais antigas.
Os relés numéricos e digitais utilizam sistemas microprocessados que
possibilitam reunir em um único equipamento várias funções de proteção. Estes relés
também permitem armazenar registros de pós-falta, oscilografia, localizador de faltas e
outras funções miscelâneas (LIMA, 2006).
A Figura 13 mostra um diagrama funcional simplificado de um relé de
proteção. Através dos transformadores de corrente (TC) e dos transformadores de
28
potencial (TP) as grandezas elétricas de corrente e de tensão do sistema elétrico são
continuamente aferidas pelos relés de proteção.
Figura 13-Diagrama de blocos de funcionamento de um relé.
Fonte: MARTINS, Diego (2012).
Os valores medidos são comparados a valores de referências ajustados no relé e
quando há ultrapassagem de limites, um sinal de atuação (trip) é enviado a um
dispositivo de disjunção.
2.5.2.2 Medidores inteligentes de energia
Os medidores inteligentes são dispositivos capazes de incorporar funções
avançadas de monitoramento da rede elétrica, coletando dados, emitindo sinais de
29
controle e informações da rede, facilitando o gerenciamento e acompanhamento da
instalação.
Com os medidores inteligentes, ou Smart Meters, surgem novas possibilidades,
como (FALCÃO, 2009):
Automatic Meter Reading (AMR): sistema de coleta automática de dados
dos medidores com possibilidade de enviá-los a um sistema concentrado
para tratamento das informações. A transferência dos dados pode ser feita
por diversos protocolos de comunicação, desde que seja aceito pelo
equipamento;
Advanced Metering Infrastructure (AMI): é uma evolução se comparado ao
AMR, já que possibilita uma análise da demanda e influi na resposta da
demanda através da disponibilização de sinais de preços e atuação em
dispositivos nas instalações de consumidores;
Os medidores eletrônicos inteligentes (Figura 14) passam a ser uma ferramenta
de importância crucial na implementação de Smart Grids pelas concessionárias de
energia elétrica. O medidor inteligente é um dos principais componentes das redes
inteligentes, pois auxilia na coordenação da geração e do consumo. Medidores
eletrônicos agregam vantagens em relação aos medidores de energia tradicionais e são
cumprem com a função de melhorar e gestão e a eficiência da medição (MARCONDES
e RIBEIRO, 2012). Tais vantagens são:
Detecção de fraude;
Corte e religamento remoto;
Comunicação bidirecional;
Edição remota.
30
Figura 14- Medidor eletrônico modelo E650.
Fonte: (Landis Gyr, 2014)
O novo conceito de medição está em harmonia com as novas tendências do
mercado de energia elétrica, apontando para a nova modalidade de faturar a energia
consumida, através da compra antecipada, a tarifação pré-paga, facilitando ao
consumidor o gerenciamento dos gastos.
Os medidores, estando interligados através de uma rede de comunicação,
permitem que a concessionária faça, além da leitura do consumo de energia à distância,
o corte, religamento, coleta de dados e verificação de fraudes, por exemplo.
2.5.2.3 Analisadores de energia
São equipamentos que podem ser aplicado na instalação em que se deseja
realizar medidas para análise da qualidade de energia (Figura 15). Analisadores mais
modernos são capazes de gerar estudos de eficiência energética, obter curvas de cargas
de equipamentos motrizes (gerador, trafo e motor), realizar medição e registros de
distorções harmônicas e ainda pode fornecer relatórios gráficos da instalação em tempos
31
escolhidos ou conforme a ocorrência de eventos. Também há a possibilidade de
integração com uma Interface Homem Máquina (IHM) ou supervisório remoto.
Figura 15- Analisador de energia.
Fonte: http://www.geindustrial.com.br/download/catalogs/GE_MTPlus.pdf
2.5.3 Unidade de Controle da Subestação (UCS) – Nível 2
No nível 2 encontram-se os dispositivos que respondem pelo controle e
monitoramento da subestação e ainda aqueles que estabelecem a comunicação local
com o nível 1 e a remota com o nível 3. Segundo (BARROS, 2010), no nível 2 deve-se
ter:
UCS;
Sistema SCADA local da SE;
Computador industrial com função de IHM;
GPS para sincronização de dados;
Rede local;
32
Subsistema de proteção contra intrusão instalado na casa de comando;
Subsistema de proteção contra incêndio instalado na casa de comando.
2.5.4 Centro de controle – Nível 3
Neste nível há a comunicação remota com a SE. O nível 3 representa uma
unidade de comando central onde estão alocadas as funções de supervisão e controle,
que também estão contidas no supervisório local do nível 2 (GIROUX, 2012).
2.6 Conclusão
A modernização de qualquer sistema deve ser conduzida de forma a garantir
que sejam preservadas as funções originais do sistema. Uma vez mantidas as funções
originais deve-se buscar novas técnicas e metodologias de se obter resultados similares.
Em sistemas modernos de geração, transmissão e distribuição de energia,
grande parte das modernizações se concentram em novas técnicas de integração dos
diversos participantes da rede. Nesse sentido os sistemas de comunicação são
indispensáveis para a perfeita harmonia do conjunto, mantendo o suprimento de energia
e reduzindo o número de falhas e/ou defeitos.
Para tanto, são definidas normas e padrões no âmbito dos sistemas de
comunicação com o objetivo de garantir as características desejadas. A elaboração da
IEC 61850 e do padrão OPC, no início dos anos 90, surgiu com um marco decisivo no
avanço das estratégias de proteção e controle de subestações de energia.
A norma IEC 61850, tem com uma de suas funções, a definição dos níveis
hierárquicos de comunicação em subestações, são os níveis de: estação, bay e processo.
33
CAPÍTULO 3: SISTEMA SUPERVISÓRIO E BANCO DE DADOS
3.1 Introdução
Neste capítulo serão abordadas as definições necessárias para prover a correta
integração entre uma aplicação elaborada a partir do software Elipse Power e um banco
de dados Microsoft® SQL Server. Aqui serão apresentadas as funcionalidades dos
principais bancos de dados disponíveis no mercado, explicitando-se a escolha adotada
com suas respectivas justificativas. Ao fim do capítulo, será tratado do supervisório
criado para a SE campus Pici quanto à sua funcionalidade. Neste capítulo será
enfatizada também a forma de comunicação entre o sistema supervisório e os demais
dispositivos da arquitetura.
3.2 Sistemas supervisórios
Um sistema supervisório é definido como uma composição de objetos de telas
e scripts de comandos atrelado a uma base de dados e interligado aos equipamentos de
campo via driver de comunicação. As telas operacionais contam com aplicações
animadas que representam as funcionalidades presente no campo através de dados
fornecidos pelo níveis hierárquicos inferiores e outros dispositivos que alimentam a
base de dados da aplicação. A comunicação entre os níveis hierárquicos pode ser
estabelecida por diversos protocolos como Modbus, DNP, IEC 61850 e Ethernet, por
exemplo.
Segundo MUSARRA (2013), existem muitos softwares de supervisão
comercializados em todo o mundo. Os principais sistemas internacionais são o Wincc e
PowerCC (Siemens), RSView (Allen Bradley), iFix (GE), Intouch (Wondeware), Power
34
SCADA (Scheneider). Também existem algumas plataformas nacionais como o
SCADABr, SAGE, Citect, Elipse E3 e Elipse Power.
A partir das funcionalidades do software supervisório, o desenvolvedor tem a
possibilidade de agregar funções de acompanhamento de variáveis ao longo do tempo,
gerando gráficos de tendências, gráficos históricos e relatórios. Assim, tem-se uma
leitura mais abrangente do processo. Para isso, é necessário armazenar estes dados em
um banco de dados, desta forma os valores são armazenados e poderão ser consultados
no futuro e usados como base para tomada de decisões, pesquisas e análise histórica.
O Elipse Power, software utilizado para a elaboração do supervisório, suporta
integração com diversos bancos de dados, dentre os principais, destacam-se o Oracle
Database, Microsoft® SQL Server, MySQL e Microsoft® Access.
3.3 Elipse Power
É uma plataforma completa de criação e desenvolvimento de aplicações com
funções de supervisão, controle, análise e gerenciamento de sistemas elétricos, podendo ser
utilizado tanto para aplicações de pequeno porte, como automação de uma única subestação,
quanto para aplicações de grande porte como sistemas EMS (Energy Management System) ou
DMS (Distribution Management System) (Elipse Power, 2013).
O Elipse Power é concebido em uma arquitetura integrada que possibilita acesso
rápido e fácil aos profissionais da operação e manutenção do SEP. Funcionalidades como
aquisição de dados em tempo real, geração de relatórios, logs de erros, alarmes e integração
com sistemas corporativos possibilitam ganhos na segurança e na eficiência operativa da rede.
O software permite uma completa integração entre sistemas distintos, através da
correta adoção de técnicas de integração de sistemas, aplicando-se os protocolos corretos para
35
cada peculiaridade da ferramenta, podendo ser útil tanto em novos projetos como para a
modernização de arquiteturas já existentes. A Figura 16 mostra a divisão estrutural do Elipse
Power.
Figura 16- Estrutura do Elipse Power.
Fonte: Manual do Elipse Power (2013).
Os módulos e algoritmos do SACADA são executados baseados na criação de
um modelo elétrico que descreve o diagrama unifilar do supervisório. A estrutura do
sistema, incluindo os equipamentos de campo (chaves, disjuntores, transformadores), é
representada por modelos através de objetos do software. A modelagem elétrica é o
passo inicial para permitir a operação do sistema, em seguida, o Elipse Power executa
módulos matemáticos de apoio à operação do sistema. Os módulos matemáticos são
responsáveis pelo fornecimento da atual situação da planta, para isso há atualizações
36
constantes das UCPs. Os principais módulos elétricos do Elipse são definidos como
(Elipse Power, 2013):
Processador Topológico: a partir das informações da conectividade entre os
equipamentos e dos estados das chaves e disjuntores, o software retorna os
barramentos energizados ou desenergizados e identifica as ilhas elétricas do
sistema.
Fluxo de Potência: a partir de informações do processador topológico e das
entradas elétricas (impedâncias, capacitâncias, tensões de geradores,
potências de carga), o software retorna os valores de tensão de barras e
potência dos equipamentos.
Load Shedding: responsável pela lógica adaptativa de análise de
desequilíbrio de potência de desligamento de cargas do sistema elétrico.
3.4 Banco de dados
Para DATE (2004), um sistema de banco de dados é um sistema
computadorizado, cuja finalidade geral é armazenar informações e permitir que os
usuários busquem e atualizem essas informações quando necessário. Um sistema de
banco de dados é formado por software, hardware e usuários.
A Figura 17 exemplifica um Sistema de Gerenciamento de Banco de Dados
(SGBD).
37
Figura 17- Exemplo de um SGBD.
Fonte: DATE (2004).
A Figura 17 representa graficamente como se dá a estrutura de consulta e
modificação de dados em um sistema de gerenciamento de banco de dados. O banco
tem a função de fornecer um ambiente de integração entre os programas de aplicação e
os usuários finais. Nesse conceito, ambos são fornecedores e consumidores de dados,
que por sua vez estão guardados no SGBD e disponibilizados para consulta e alterações.
Os dados, independente de qual seja o SGBD, são armazenados em tabelas, e
são alocados de forma organizada e estruturada. Assim a consulta tende a ganhar em
velocidade na execução.
No centro de um sistema de supervisão, controle e aquisição de dados está
inserido um grande banco de dados com uma estrutura hierárquica precisa, contendo
todas as variáveis e estados em tempo real providas do processo para a alimentação de
38
dados do software e tendo a responsabilidade de identificar, isolar, reunir e organizar os
dados, para que desta maneira, os módulos do sistema possam utilizá-los em suas
tarefas quando solicitados (RIBEIRO, 2011).
A base de dados em tempo real mantém um cadastro em que cada dado lido do
campo, através do CLP ou UTR, tem seu valor armazenado e estes são representados
por variáveis de aplicações do sistema que têm a identificação de tag. As tags são nomes
que associam um endereço ou registrador de um dispositivo ao sistema de supervisão e
controle, isto é, integra um objeto gráfico aos dispositivos de campo, e são usadas com
unidades básicas de dados (ZEILMANN, 2012).
No mercado existem inúmeros bancos de dados disponíveis, dos mais variados
fabricantes, com funcionalidades distintas e todos basicamente com o mesmo propósito:
organizar e gerenciar dados para facilitar a consulta do usuário à informação desejada.
Os bancos de dados, em quase sua total maioria, são baseados um uma
linguagem de consulta estruturada denominada Structured Query Language (SQL). O
SQL é a linguagem padrão de programação adotada em manipulações de informações
contidas em bancos de dados. Através de comandos (queries) é possível buscar
informações armazenadas, editá-las, adicionar, registrar, criar e alterar tabelas já
existentes. A linguagem SQL carrega consigo a função de facilitar o desenvolvimento
de um SGBD em plataformas multifuncionais, evitando que cada desenvolvedor adote
uma metodologia diferente para o desenvolvimento de aplicações.
Quando associado à supervisórios, os bancos de dados são acessados
indiretamente, via comando dado pelo software de supervisão. Assim sendo, um
comando do operador gera um script que é executado em SQL e retorna o resultado da
ação na tela do usuário, ou seja, cada comando, leitura, ou exibição em tela, depende da
execução de um código desenvolvido em SQL.
39
Um DB Server, ou Servidor de Banco de Dados, é o item do aplicativo que
concentra todas as gravações e consultas de dados do projeto em disco. Ele é
responsável por passar a disco todos os dados vindos de Alarmes, Históricos e
Fórmulas, assim como também é responsável pela visualização destes dados (Manual
do Elipse Power, 2013).
Nos tópicos seguintes serão apresentadas as características dos principais
bancos utilizados comercialmente; todos permitem aplicações variadas, com vantagens
e desvantagens que serão detalhadas em cada caso. O intuito é optar por uma opção que
contemple funcionalidades, bom desempenho e bom nível de segurança dos dados e
manutenção do sistema.
3.4.1 MySQL
É o banco de dados de licença aberta mais popular do mundo, que possibilita a
entrega econômica de aplicativo e banco de dados confiáveis, de alto desempenho,
escalável, baseado na web, e intercalados.
O MySQL possui licença de software livre, o que traz uma proximidade com
sistemas baseados em Linux. A característica de software livre traz a possibilidade de
edição por parte do usuário. Isso também traz a possibilidade da solução de pequenos
bugs a partir de atualizações do banco que podem ser desenvolvidas pelos próprios
usuários. Este banco é famoso por possuir uma interface simples e com facilidade de
uso, inclusive em sistemas operacionais distintos.
40
3.4.2 Access
O Microsoft® Access é um banco de dados que possibilita a organização,
classificação e exibição de informações em forma de tabelas elaboradas através de
códigos desenvolvidos em SQL.
O Access não é comumente utilizado em aplicações que necessitam de banco
de dados mais robustos e rápidos. Usualmente é preferido por desenvolvedores de
pequenas aplicações e que não existem muito esforço de hardware.
Como faz parte da plataforma Office, o Microsoft® Access é preparado para
rodar em computadores e servidores que operam em plataforma Windows®. Access tem
como característica, o custo reduzido e também é banco de dados que oferece o formato
padrão de BD utilizado pelos softwares Elipse.
Na Tabela 2 é mostrado um exemplo comparativo entre o Access e Sistemas de
Gerenciamento de banco de dados (Manual do Elipse Power, 2013).
Tabela 2- Comparativo entre Access e SGBD.
Fonte: Elipse Software (2014).
Melhor usar Access quando: SGBD é melhor quandoA aplicação usa menos de 10 usuários com acesso concorrente A aplicação usa mais de 10 usuários com acesso concorrenteDados e suas estruturas facilmente modificados pelo usuário Dados devem ser centralizados, mantidos e protegidosA máquina cliente é proporcionalmente mais potente que a máquina servidora
Servidor mais potente que o cliente
Largura de banda da rede satisfatória Rede opera carregadaVelocidade é mais importante que integridade Integridade dos dados é crucialBaixa disponibilidade de administradores de redes e banco de dados qualificados
Disponibilidade de administradores de rede e banco de dados qualifcados
Somente uma aplicação acessa rotineiramente os dados Várias aplicações podeão acessar os dadosAs aplicações serão as responsáveis pela manutenção da integridade dos dados
O banco será o responsável pela integridade de dados independentemente das aplicações.
Pequena quantidade de dados (<100MB) Suporta maior quantidade de dados (>100MB)
41
O BD mais popular da Microsoft®, Access, apresenta vantagens e
desvantagens como as citadas a seguir:
Vantagens
o Rápido para bancos de dados pequenos;
o Configuração simples;
o Possui fácil integração com a plataforma Windows®.
Desvantagens
o O arquivo de dados cresce muito rapidamente;
o Não figura como BD seguro se comparado às outras opções;
o Compatibilidade limitada.
3.4.3 Oracle Database
Este banco se caracteriza por ser o preferido quando se trata de uso comercial.
As interfaces gráficas não são tão elaboradas quando se comparada ao SQL Server,
talvez por isso, alguns usuários não adotam o Oracle como padrão.
O banco de dados Oracle permite ao desenvolvedor a criação de múltiplos
processos listeners. Essa ferramenta possibilita a conexão com vários clientes remotos
ao banco de dados. Esta estratégia evita um congestionamento na conexão quando se
tem vários usuários acessando o mesmo BD simultaneamente, dividindo-os em grupos e
dedicando portas distintas a cada grupo.
O Oracle também permite a leitura consistente de dados, ou seja, se um
determinado usuário do banco acessa-o para fazer a leitura de uma linha de uma tabela,
por exemplo, esta mesma linha pode ser alterada por outro usuário, sem prejudicar a
leitura. Após a modificação ser efetivada, já pode ser lida por todos os usuários, pois a
42
tabela já estará atualizada. Por padrão, o Oracle não atualiza as alterações
automaticamente, isso possibilita ao usuário corrigir instruções que tenham sido
inseridas incorretamente. Em termos de base de dados, a Oracle também investiu na
criação de uma suíte de desenvolvimento chamada Oracle Developer Suite, utilizada na
criação de softwares que interagem com sua base de dados, através de instruções SQL.
Oracle é um produto Object Relational Database Management System
(ORDBM), ou seja, a modelagem é feita em cima dos objetos e seus relacionamentos.
Os dados são divididos em entidades, cada entidade com seus atributos. Esta
modelagem também possui características de linguagem orientada a objetos, estes
possuem características bem definidas, inclusive de comportamento.
Entidades e atributos são modelos conceituais de alto nível, em que a entidade
pode ser definida como um objeto do mundo real, concreto ou abstrato, com existência
independente. E o atributo é o conjunto de características de cada entidade.
O banco de dados Oracle, possui a seguintes vantagens e desvantagens (Elipse
Software):
Vantagens
o Rápido para bancos de dados pequenos;
o Ambiente compatível com os principais sistemas operacionais;
o Configuração simples;
o Arquitetura flexível, permite modificações;
o Possui mais recursos de segurança e performance que os demais;
Desvantagens
o O arquivo de dados cresce muito rapidamente;
o Exige especialização técnica, seja em administração do banco ou em tarefas de
backup e restauração e melhorias;
43
o Licença para versões completas com custo muito elevado.
3.4.4 SQL Server
O MS SQL Server é um outro exemplo de SGBD relacional. Criado pela
Microsoft® em parceria com a Sybase em 1988 como complementação ao Windows
NT. A partir da versão de 2008 torna-se mais seguro, como maior confiabilidade e
produtividade, com menor tempo e custo de desenvolvimento. O SQL Server tem como
característica a robustez, usado em aplicações de portes diversos.
Quanto à segurança, é permitido a encriptação de todo o banco de dados,
arquivos de dados ou logs, com isso se ganha em proteção ao acesso por usuários não
autorizados. Durante a execução, a cada comando enviado são realizados atualizações
dos dados, definidas através do commit automático, isso facilita o trabalho do
desenvolvedor, mas dificulta a recuperação em caso de perdas acidentais. A seguir é
apresentada uma lista de vantagens e desvantagens do SQL Server.
Vantagens
o Excelente desempenho e estabilidade;
o Suporta bancos de dados grandes (até 1TB);
o Possui uma versão gratuita para fins não comerciais (SQL Express) que
suporta até 10GB de dados. Pode ser adquirida no site da Microsoft®.
Desvantagens
o Não tem recurso contra falhas no desligamento durante a atualização dos
dados;
o Não executa backup consistente com a base de dados operando, nem durante
atualizações.
44
3.4.5 SGBD escolhido
Baseado na análise das características, vantagens e desvantagens das opções de
BD apresentadas optou-se por utilizar o SGBD SQL Server, desenvolvido pela
Microsoft®, na automação do campus Pici. A escolha se baseia também na facilidade
de uso do banco de dados, sem necessidade de conhecimentos de especialista para
administrar o banco e com atendimento total às necessidades de gerenciamento dos
dados da rede Pici.
Outro fator importante, foi o fato desse SGBD ser totalmente integrado ao
sistema operacional Windows®, sem a necessidade de instalação de softwares
adicionais. Esta característica também se torna vantajoso pelo fato do Elipse Power,
usado como sistema supervisório, possuir suporte nativo ao SQL Server.
Para esse trabalho, a opção adotada, portanto, é o Microsoft® SQL Server
2012, disponível para download no sítio da Microsoft®. A versão utilizada é o SQL
Server Express Edition, pois disponibiliza em sua versão gratuita para fins não
lucrativos com armazenamento de até 10 GB de arquivos, um tamanho suficiente para
uso em um sistema de supervisão.
O limite de armazenamento dito anteriormente, pode ser contornado pelo
próprio software Elipse Power, pois este permite gerenciar o armazenamento das
informações classificando-as por níveis de interesse, ou seja, pode ser definido os
valores que serão armazenados e por quanto tempo serão mantidos em arquivo, bem
como o tempo de amostragem dos dados, sendo que quanto menor este tempo, maior
será a quantidade de dados armazenado naquele período específico.
45
3.5 Comunicação entre supervisório e IEDs de uma subestação de energia
A comunicação entre o Elipse Power e os IEDs é baseada em alguns pré-requisitos,
que são destacados a seguir:
Arquitetura cliente-servidor;
Utilização do padrão Common Information Mode (CIM) no modelo elétrico;
Oferece suporte nativo ao balanceamento de cargas entre servidores e a
redundância;
Completa integração com protocolos distintos com destaque para IEC
61850, 103 e 104, DNP 3.0, Modbus e ainda permite desenvolvimento de
novos drivers ao critério do usuário.
O supervisório para o sistema elétrico do campus do Pici inclui a subestação, a
rede de distribuição primária e uma microrrede em baixa tensão que está em fase de
implantação no Departamento de Engenharia Elétrica. A topologia do sistema de
automação prevista para a rede de distribuição do campus Pici é ilustrada na Figura 18.
Figura 18- Estrutura básica da rede de comunicação dos alimentadores do campus do Pici.
Fonte: Própria.
46
3.6 Conclusão
Um SGBD incorpora aos sistemas SCADA funções de extrema relevância
quando se tem como um dos objetivos a criação de uma estrutura de dados que seja
capaz de armazenar dados históricos. Estas novas possibilidades são garantidas a partir
do uso de aplicações de suporte ao sistema de supervisão, como o uso do SQL Server,
por exemplo.
O SQL Server, trabalha em perfeita harmonia com o Elipse Power no
gerenciamento de conteúdo de interesse aos usuário do sistema. Com isso, o
armazenamento de alarmes e eventos é facilitado quando comparado aos demais BDs
estudados. Portanto o SQL Server foi adotado para a SE do campus Pici.
47
CAPÍTULO 4: SISTEMA SCADA E BANCO DE DADOS PARA A AUTOMAÇÃO DO
CAMPUS PICI
4.1 Introdução
O presente capítulo apresenta a aplicação do banco de dados, SQL Server da
Microsoft®, como ferramenta integrada ao Elipse Power na gestão de alarmes, tabelas e
dados históricos, a ser aplicado à automação da subestação e rede elétrica prevista para
o campus Pici da Universidade Federal do Ceará.
4.2 Sistema SCADA Pici
Uma das grandes vantagens dos atuais supervisórios é a capacidade de coletar,
armazenar e exibir informações do processo que venham a auxiliar o operador no
controle ou correção de possível falha ou defeito. Com isso, é possível reduzir a
possibilidade de erro humano no controle e operação de uma planta.
As atuais ferramentas de supervisão existentes no mercado são, em sua
maioria, aplicações já consolidadas e com grandes projetos envolvidos. O que diferencia
em algumas situações é a capacidade de propiciar meios de solução de problemas além
do simples escopo de supervisão.
Quando são propostas soluções ditas “inteligentes”, de imediato há associações
com computadores e IEDs ou qualquer outro instrumento que possua uma lógica
interna. Estes dispositivos são dotados de poder de processamento, ou seja, possuem
algoritmos embarcado capaz de tomar decisões com bases em parâmetros inseridos pelo
usuário.
48
Para o banco de dados, a principal função neste tipo de aplicação é permitir que
sejam levantados dados do processo e armazenados em forma de tabelas, que possam
vir a ser consultadas em qualquer momento, dependendo de uma solicitação do usuário.
A evolução dos sistemas SCADA de modo geral, mudou a forma de
visualização dos das plantas controladas, agora já não se trata de simples sinóticos para
visualização do processo em tempo real.
O conceito atual de um sistema SCADA é amplo e exige funcionalidades de
análise estratégica do negócio como um todo. Visualizar passou a ser trivial, o que se
espera é usar este aparato de automação como diferencial estratégico na gestão do
negócio, através da análise das operações, geração de relatórios e gráficos além de
dados históricos.
4.3 Requisitos de software
Os programas utilizados para a automação do sistema elétrico do campus Pici
da UFC apresentados neste trabalho são: SQL Server Express Edition 2012,
Mod_RSsim (simulador de Modbus) e Elipse Power. Todos são desenvolvidos para
plataforma Windows® e foram executados em uma máquina com as seguintes
configurações:
Sistema operacional: Windows® 7 Ultimate;
Processador: Intel® Core I5/2,5GHz;
Memória RAM: 6 GB;
Porém houve testes em outros computadores com menor capacidade de
processamento sem prejuízo à qualidade e velocidade das operações.
49
4.4 Modelador elétrico do Elipse Power
O modelador elétrico é a ferramenta de desenvolvimento da aplicação no
Elipse Power responsável pela criação do modelo que representa a planta elétrica.
A ferramenta de modelagem do supervisório possibilita cadastrar todos os vãos
com seus respectivos equipamentos que compõem o sistema elétrico, como por
exemplo: linhas de conexão com o supridor de energia, geradores, cargas, barras e
disjuntores.
O desenvolvimento de um projeto usando o Elipse Power, tem como primeiro
passo a criação do modelo da rede a ser criada. Assim são inseridos todos os elementos
que formam a rede, desde geradores, barras, chaves seccionadoras, disjuntores e outros.
A Figura 19 mostra o modelo elétrico desenvolvido para a rede elétrica do
campus Pici. No modelo são mostrados o ponto de entrega, de responsabilidade da
Coelce, onde está o disjuntor geral de proteção da concessionária. Do ponto de entrega é
conectado a subestação do campus Pici e a partir daí dividido entre os alimentadores
01L1, 01L2 e 01L3.
A microrrede do Departamento de Engenharia Elétrica (DEE) é suprida pelo
alimentador 01L1.
50
Figura 19- Modelo elétrico do campus Pici.
Fonte: Própria do autor.
4.5 Sistema supervisório da rede Pici
O objetivo do uso do sistema de supervisão da rede Pici, além de sua função
primordial de supervisão da operação da rede e melhoria da confiabilidade do
suprimento, é também contribuir para que os alunos do curso de Engenharia Elétrica
venham a ter no futuro, um espaço de aprendizado voltado às estratégias de controle e
gerenciamento de uma rede de distribuição através de sistemas SCADA.
4.5.1 Telas e sinóticos
A aplicação, desenvolvida usando o software Elipse Power, contempla toda a
rede interna do campus. A rede de distribuição é dividida nas seguintes telas: vão de
entrada de linha composto do ponto de entrada operado e mantido pela Coelce, vão de
entrada do barramento de 69 kV e bay de transformação, vão de entrada de barramento
de 13,8 kV e alimentadores e por último a microrrede. Observa-se que a microrrede é
escopo de outro trabalho, portanto não será totalmente contemplada neste trabalho.
51
O vão de entrada de linha do barramento de 69 kV, é suprido pela subestação
PICI II da Coelce. A imagem mostrada na Figura 20 mostra a tela da barra de 69 kV da
Coelce.
Figura 20- Tela representando a entrada de linha da SE Pici operada e mantida pela Coelce.
Fonte: Própria do autor.
A Figura 21 mostra a tela da SE-Pici com barramentos em alta e média tensão,
69-13,8 kV, com dois transformadores abaixadores (02T1 e 02T2) de 69-13,8 kV
5/6,25/7,5 MVA. No secundário destes trafos, conectados à barra de 13,8 kV, estarão as
saídas dos alimentadores (01L1, 01L2 e 01L3).
52
Figura 21- Tela de barramentos da SE.
Fonte: Própria do autor.
A Figura 22 mostra a rede de distribuição com seus respectivos religadores e
chaves distribuídos ao longo do campus.
Figura 22- Tela da distribuição de alimentadores.
Fonte: Própria do autor.
53
Finalmente, a tela da microrrede, mostrada na Figura 23, que tem conexão
prevista no alimentador 01L1, responsável pelo fornecimento de energia do Centro de
Tecnologia.
Figura 23- Projeção da tela da microrrede (a desenvolver).
Fonte: Própria do autor.
4.5.2 Alarmes
A tela de alarmes (Figura 24), exibe os alarmes ativos e os alarmes já
reconhecidos que não tiveram sua condição de alarme cessada. Estes alarmes são
diferenciados por cores: alarmes na cor vermelha estão ativos e não reconhecidos;
alarmes na cor azul são alarmes ativos, porém já reconhecidos. Quando a condição de
normalidade for reestabelecida, o alarme será retirado da lista de exibição. Todo e
qualquer alarme, independente da condição ativa, reconhecido e que já não esteja na
lista de visualização, poderá ser visualizado na lista de eventos.
54
Os alarmes gerados no supervisório têm a função de alertar o usuário sobre
algo fora da normalidade ocorrido na planta. Cada alarme deve ser previamente criado e
previsto durante a elaboração do modelo elétrico do projeto.
Cada alarme deve ser inserido no projeto e associado ao equipamento
monitorado. Para cada alarme, deve ser associado uma tag, e que quando esta estiver
fora da faixa considerada de normalidade, é assumida a condição de alarme.
Na Figura 24 é exibida a tela de alarmes do SCADA rede Pici.
Figura 24- Tela de alarmes.
Fonte: Própria do autor.
Para que seja possível armazenar e gerar logs de alarmes foi inserido no projeto
um servidor de alarmes. Estes servidor é uma funcionalidade do Elipse Power que
centraliza todos os alarmes do projeto, sejam alarmes ativos, reconhecidos ou alarmes
históricos. A partir do servidor de alarmes, os eventos de alarmes gerados são enviados
ao banco de dados.
55
Cada domínio permite apenas um servidor de alarmes. O uso deste objeto é
indispensável para haja a verificação de alarmes. A configuração do servidor de alarmes
deve apontar qual o banco de dados utilizado e em que tabela deste banco serão
armazenadas as atualizações.
Os alarmes carregam as informações da ocorrência como: data e hora do
alarme e área de ocorrência do alarme. É exibida uma mensagem pré-configurada na
criação do alarme e o nome da fonte de alarme ativa. Portanto, a tabela de alarmes é
mantida em histórico e poderá ser consultada futuramente.
4.5.3 Eventos
A tela de eventos (Figura 25), é resultante de uma consulta realizada no banco
de dados, filtrada de acordo com a data e horário determinados para visualização. Esta
tela exibe toda e qualquer ocorrência na subestação ou no sistema de distribuição ao
longo da rede. Estes eventos são abertura de qualquer elemento de seccionamento, como
chaves, disjuntores e religadores, por exemplo, qualquer valor de alguma variável
elétrica que esteja fora da faixa de normalidade e que tenha um alarme associado à esta
condição, registro de logins de usuários, atuação das proteções, mudança de estado
local/remoto, dentre outros. Em comparação com os alarmes, pode ser dito que todo
alarme é um evento, porém nem todo evento é um alarme. Então, qualquer alarme será
registrado na tabela de eventos, e poderá ser consultada futuramente e ser usada como
histórico.
Todo e qualquer evento ocorrido, atualizará a tabela do banco de dados pronta
para receber tal informação e a partir de então, este estará apto a fornecer estes dados
caso seja solicitado.
56
Figura 25- Tela de eventos.
Fonte: Própria do autor.
A exibição dos eventos é consolidada a partir da seleção de uma data inicial e
uma data final. A esta tabela há uma consulta associada que busca no sistema de banco
de dados os valores correspondente ao período selecionado. Um click no botão
“Consultar” atualiza os dados na tela, já o botão “Gerar relatório” imprime um relatório
que pode ser salvo em forma de arquivo em qualquer unidade de armazenamento da
máquina ou mídia externa.
Para o tratamento dos eventos, foi elaborada uma tela com a ferramenta E3
Browser, esta ferramenta permite a criação de um objeto de tela que exibe as
informações de determinada tabela a ele interligada. Para o E3 Browser foi criada a
tabela Eventos e dentro deste objeto de tela é criada uma consulta para relacionar a
tabela no banco de dados com a ferramenta de exibição em modo de execução.
57
4.5.4 Estado das chaves e disjuntores
Estas telas, uma para chaves (Figura 26) e outra para religadores (Figura 27),
possibilita uma visualização rápida do estado atual de cada elemento. A condição de
momento das chaves é representada por um retângulo animado nas cores verde (aberta)
e vermelho (fechada), que permite uma visualização rápida e ainda uma descrição de
texto sobre o retângulo. Além disso, há uma tabela em forma de números binários 1
(fechado) e 0 (aberto); esta representação pode ser usada por outro software que seja
interligado ao banco de dados para consultar o estado atual do elemento de manobra.
Figura 26- Tela de representação dos estados das chaves.
Fonte: Própria do autor.
Para o estado dos religadores, a representação visual se dá pela descrição
textual que será alterada de acordo com a atuação do religador. Neste caso também
serão exibidas as condições de estado, intertravamento, bloqueio, condição da mola,
bobina de abertura, watchdog e também informará o estado da comunicação com o IED.
58
Figura 27- Tela de representação dos estados dos religadores.
Fonte: Própria do autor.
4.5.5 Gráficos de tempo real e históricos
O Elipse Power permite a análise das variáveis envolvidas no processo a partir
do uso de gráficos, seja em tempo real ou gráficos históricos. A ferramenta nativa para
esse fim é chamada E3 Chart. Esta funcionalidade permite que sejam gerados gráficos
em tempo real e históricos das variáveis escolhidas dentre aquelas definidas a partir da
elaboração do modelo elétrico da rede.
No caso estudado, foi utilizada uma biblioteca criada pela Elipse Software,
denominada PowerChartFilter. Esta biblioteca agrupa todas as medidas definidas na
montagem do diagrama unifilar e as disponibiliza como forma de amostra para ser
exibida na forma de gráfico de tendência. Esta biblioteca, assim como no registro de
eventos, permite a visualização de uma condição passada de acordo com a seleção de
momentos inicial. Também foi incrementada a possibilidade de gerar um arquivo de
59
imagem diretamente do viewer do Elipse Power, onde este arquivo pode ser salvo em
qualquer pasta do sistema para uso em análises dos gráficos.
A funcionalidade aplicada em nosso estudo é baseada em consultas para
monitorar todas as variáveis criadas. A tela preparada para exibir os gráficos em modo
runtime é exibida na Figura 28. A área central é efetivamente reservada à exibição dos
gráficos.
Figura 28- Tela de gráficos.
Fonte: Própria do autor.
Localizada no lado esquerdo, é criado uma ferramenta que realiza a seleção das
variáveis que são consideradas na consulta. Estas variáveis são habilitadas a partir a
seleção na lista de opções. A área inferior exibe as tags selecionadas para gerar o
gráfico através de uma legenda, informando o nome da tag, a unidade e também o status
da tag. Também são adicionadas ferramentas de manipulação com funções úteis, como:
Ferramenta grade: habilita ou oculta as linhas de grade na tela;
Cor de fundo: permite selecionar a cor do fundo da tela do gráfico;
Zoom: permite alterar o tamanho da exibição;
60
Enquadramento: habilita o ponteiro do mouse para selecionar uma área para
destaque;
Limpa gráfico: retira da tela todos os gráficos em exibição no momento;
Impressão: gera um arquivo de imagem e o armazena em uma pasta selecionada
pelo usuário;
Play/pause: inicia ou faz uma pausa na exibição dos gráficos.
Também é possível optar por uma análise em tempo real ou histórico, a escolha
é feita a partir da marcação da opção “Período Recente” ou “Intervalo de Tempo”. No
primeiro caso são exibidos os valores em tempo real, já quando se analisa a partir do
intervalo de tempo, tem-se as mesmas características da análise realizada na tela de
eventos, onde são selecionados os momentos inicial e final para estudo.
4.5.6 Relatórios
Esta funcionalidade é de grande valia quando se necessita gerar documentação
do processo a partir da supervisão do SCADA. Para este estudo, está disponível na tela
de eventos (Figura 25), a opção de gerar um arquivo em extensão .pdf contendo os
alarmes e eventos ocorridos. Assim, tem-se um relatório de ocorrências que também
pode ser usado como objeto de análise de dados.
61
4.5.7 Arquitetura de sistema de comunicação
A estrutura do sistema de comunicação é exibida na tela inicial do
supervisório. A Figura 29 detalha esta tela.
Figura 29- Tela inicial.
Fonte: Própria do autor.
4.6 Uso do SQL Server como fonte de dados
O SGBD adotado para este trabalho é o SQL Server 2012 Express, versão
gratuita para fins não comerciais, com capacidade de armazenamento de até 10 Gb de
informações, conforme citado e justificado no capítulo 3.
62
No SQL Server são criadas tabelas que permitem armazenar os dados enviados
a partir do supervisório e que poderão ser usadas para gerar históricos e consultar dados
de eventos e alarmes ocorridos no passado. Para isso, é necessário que seja criada uma
conexão entre o SGBD e o supervisório, definindo-se o servidor utilizado (caso haja
múltiplos servidores) e a tabela para cada função.
A partir dos comandos sobre elementos de manobra e atualização dos estados e
valores dos elementos de proteção e medição, supervisionados pelo Elipse, são geradas
informações valiosas para que estas sejam armazenadas em tabelas criadas no SGBD.
Estas tabelas são alimentadas constantemente pelo supervisório.
Para a aplicação do estudo de caso em questão, a SE campus Pici, foram
criadas quatro tabelas: “Alarmes”, “Medidas”, “Eventos” e “Eventos_Chaves”. Estas
tabelas são suficientes para o objetivo alvo: armazenar valores históricos, estados
“aberto” ou “fechado” de elementos de proteção e manobra e alarmes ocorridos.
A principal característica do Elipse com relação a banco de dados fica por
conta da integração com o SGDB. No caso do SQL Server, a troca de informações se dá
de maneira bidirecional, ou seja, há escrita e leitura a partir do próprio Elipse. Assim
não se exige conhecimentos específicos de banco de dados para trabalhar com o SQL
Server. Nesse caso, necessita-se da criação do banco de dados no SQL Server e a partir
disso as tabelas criadas no Elipse serão automaticamente criadas no banco de dados.
As tabelas criadas no SQL Server são atualizadas periodicamente e podem ser
consultadas na própria interface do programa. Todavia, na maioria das aplicações
práticas, o SGBD funciona “escondido”, ou seja, não há interação visual entre o banco
de dados e o usuário da aplicação.
63
Para verificar se o SQL Server está realmente em operação, é necessário
conferir a ferramenta de configuração do SQL Server, chamada SQL Configuration
Manager. Esta ferramenta pode ser acessada no próprio menu inicial do sistema
operacional. A Figura 30 exibe a interface da ferramenta. O processo em detalhe deve,
necessariamente, está em execução, caso contrário não haverá troca de informações
entre a ferramenta de supervisão e o banco de dados.
Figura 30- SQL Configuration Manager.
Fonte: Própria do autor.
Durante a instalação, o SQL Server solicita que seja nomeado um servidor e
que este seja protegido por senha, o que posteriormente é necessário quando se deseja
acessar a ferramenta de gerenciamento do banco de dados (Figura 31). Ao iniciar a
64
aplicação é possível escolher o banco de dados que será conectado. Abaixo há um
exemplo.
Figura 31- Configuração da conexão com o BD.
Fonte: Própria do autor.
Depois de conectado, é possível criar o próprio banco de dados, criar, editar e
excluir tabelas. Porém, estas funcionalidades se limitam a usuários com maior
experiência em administração de banco de dados. Essencialmente é necessário criar
apenas o banco de dados, reservando-se a ação de criar as tabelas a partir do próprio
Elipse.
4.7 Aquisição de dados via Elipse Power
Os dados tratados no sistema SCADA do campus Pici, virão dos diversos IEDs
distribuídos ao longo da rede de distribuição interna do sistema estudado. Esta rede é
65
composta por oito trechos alimentadores, disjuntor na entrada da linha em 69 kV e
religadores localizados na saída de alimentadores da subestação e aqueles alocados ao
longo da rede primária. Estes dados serão enviados para a UCS, no caso estudado, um
computador industrial SEL, modelo SEL-3354.
Os dados de campo, nível 0 da pirâmide da automação, poderão ser coletados
por TCs, TPs ou medidor de grandezas, e deverão ser transferidos ao nível 1 e IEDs
integrados ao nível 2 na rede local por meio de protocolos de comunicação. A estrutura
de rede local projetada para o campus Pici é baseada na norma IEC 61850.A integração
do Elipse Power aos IEDs foi testada através de um simulador Modbus.
4.7.1 Simulador Modbus
Para receber estas informações no ambiente Elipse são criadas tags. Estas tags
são configuradas para lê os dados enviados e prepara-los para o tratamento em ambiente
de supervisão. As Figuras 32 e 33 mostram um exemplo de tags criadas para simular em
protocolo Modbus a troca de informações entre IEDs e supervisório.
4.7.2 Drivers de comunicação
Para que os valores das tags internas ao Elipse recebam os dados dos relés
distribuídos ao longo de toda a rede, e assim possam ser usados para exibição e para o
modelador elétrico, é necessário que os sinais sejam convertidos em algum padrão
aceitável pelo Elipse. Para tanto, são usados programas de computador destinados a
converter os dados recebidos, que podem ser transmitidos em diversos protocolos de
comunicação, em tags que serão efetivamente usados pelo Elipse Power. Estes
66
programas são os drivers. Para a simulação do estudo de caso do campus Pici, abordada
neste trabalho, foi usado o driver Modbus.dll, disponível para download no sítio da
Elipse Software.
Figura 32- Exemplo de comunicação.
Fonte: Própria do autor.
67
Figura 33- Simulador Modbus.
Fonte: Própria do autor.
O simulador possui a capacidade de enviar e receber os dados, ou seja, é
bidirecional. Os dados podem seguir de simulador para Elipse ou vice-versa, assim é
possível simular entradas, como valores de tensão e corrente, por exemplo, mas também
permite a simulação de envio e recebimento de comandos, como acionamento de
disjuntores, por exemplo.
O uso do simulador se deve ao fato de não haver ainda uma estrutura física
preparada para enviar dados. Logo, o simulador projeta uma situação real que será
elaborada futuramente, no decorrer do avanço das obras do projeto.
A partir da ferramenta de simulação também foram testados os estados dos
equipamentos da subestação, como disjuntores, por exemplo. Nesse caso, é possível
associar um canal de comunicação para receber as informações de estado (aberto,
fechado, em falha, etc.) e assim tem-se o monitoramento dos IEDs de campo.
68
4.8 Conclusão
Sistemas de supervisão tornam-se cada vez mais funcionais. As opções
fornecidas ao usuário devem ser de uso facilitado e produtivo, em sintonia com o
contexto da planta.
Na SE campus Pici, foram levantadas as necessidades que se consideram
essenciais em uma aplicação de uma subestação de energia em que, ao mesmo tempo, se
mostra como uma eficiente opção de auxílio na operação de uma SE, mas também
fornece um ambiente educacional favorável às atividades relacionadas ao uso de
sistemas SCADA, visando preparar os próprios alunos do curso de Engenharia Elétrica
da Universidade Federal do Ceará.
O uso do SQL server, como ferramenta de gerenciamento de banco de dados,
se mostrou essencial no tratamento das informações geradas em runtime. A facilidade
em armazenar os dados em formato de tabelas, permite manter uma base de dados
segura para análises futuras e, ao mesmo tempo, fornece um ambiente de consulta
confiável e com boa capacidade de armazenamento.
69
CAPÍTULO 5: CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS
5.1 Conclusões
Neste trabalho foi apresentado as estratégias de automação e supervisão da
rede de distribuição do campus Pici, foi destacada a importância do sistema SCADA no
controle e administração de um sistema de energia e no papel de gerenciar a energia
consumida por todos os departamentos da Universidade Federal do Ceará. Em seguida é
reforçado o papel do banco de dados, atuando de forma estratégica no domínio e
manipulação da informação gerada.
Ao longo do trabalho, foram apresentadas as análises das opções de softwares
SCADA e BD disponíveis no mercado, dando maior ênfase ao SCADA Elipse e ao BD
SQL Server escolhidos para aplicação na automação da rede elétrica do Campus do Pici.
O modelo elétrico da rede elétrica do Campus do Pici, abrangendo subestação
69-13,8 kV, rede de distribuição em 13,8 kV e a microrrede do Departamento de
Engenharia Elétrica, foi implementado no Elipse Power, SCADA recomendado para o
sistema de automação da rede elétrica Campus Pici da UFC tomando como base as
informações a serem disponibilizadas pelos IED instalados no nível dois do sistema de
automação da planta.
Foi apresentado também os testes de integração do SGBD SQL Server ao
Elipse através de um simulador Modbus. Os resultados dos testes mostraram que a
integração entre SQL Server e a plataforma Elipse ocorreu de forma eficiente e rápida.
O desenvolvimento dos trabalhos mostrou que é possível cobrir as
necessidades de gerenciamento de dados com uma pequena quantidade de tabelas no
BD. No total foram criadas quatro tabelas: “Alarmes”, “Medidas”, “Eventos” e
“Eventos_Chaves. Estas tabelas são acessadas constantemente pelo supervisório, ao
70
mesmo tempo recebem atualizações de acordo com as modificações ocorridas na rede
de distribuição.
Os gráficos e telas criados foram baseados nas necessidades levantadas para a
subestação Pici. Porém houve preocupação em desenvolver um sistema que permita o
uso futuro para benefício dos alunos do curso de Engenharia Elétrica da UFC. Há o
intuito de usar o sistema SCADA como um laboratório de automação e redes
inteligentes.
Para a rede Pici, a consolidação de um sistema de supervisão traz como
benefícios a confiabilidade, segurança e facilidade de operação da SE. Além disso, é
possível traçar estratégias de operação da rede e tratamento de faltas a partir de
levantamentos de dados armazenados no banco de dados. Como destaque também é
considerado o fato de criar uma nova ferramenta de estudos para os alunos do curso de
Engenharia Elétrica, com a disponibilidade de uma nova linha de estudos dentro do
DEE voltada para sistemas de supervisão de subestações.
Como benefício próprio, fica o aprofundamento do conhecimento em sistemas
de supervisão para redes elétricas, pouco explorado ao longo do curso de graduação em
Engenharia Elétrica.
5.2 Trabalhos futuros
Este estudo preocupa-se apenas na criação de uma interface entre o usuário do
supervisório e os equipamentos de medição, proteção e manobra da rede elétrica. Não se
aplica ao escopo deste trabalho o estudo de outros integrantes do sistema SCADA,
assim como também não contempla a estrutura de comunicação com os IEDs. Portanto,
71
ainda existem lacunas a serem preenchidas na solução completa do projeto de
automação da rede Pici, assim sendo, sugere-se como trabalhos futuros:
Integração de IED ao sistema SCADA Elipse através dos protocolos de
comunicação IEC 61850 e DNP 3.0;
Elaborar uma estrutura de redundância do sistema SCADA;
Implantar um centro de controle para acompanhamento das operações da rede
elétrica que além desta função principal sirva como ambiente educacional para os
alunos de Engenharia Elétrica;
Finalização do estudo da microrrede Pici e sua integração ao supervisório;
Desenvolvimento de sistemas simulados para treinamento da operação e proteção
de subestações, redes de distribuição e geração distribuídas;
Implantação de laboratório de proteção e automação de sistemas elétricos.
Desenvolver e integrar as funções avançadas de diagnóstico de falta,
recomposição automática da rede elétrica e mudança de grupo de ajustes das
proteções baseada no conceito de proteção adaptativa, diagnóstico de faltas e de
recomposição automática da rede elétrica;
72
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76
APÊNDICE I – TAGS DE COMUNICAÇÃO UTILIZADOS PARA VALIDAR A
COMUNICAÇÃO DO ELIPSE POWER
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