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UNIVERSIDADE SÃO FRANCISCO
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
NORMA IEC 61850 – ESTUDO DE CASO DE SISTEMAS DE AUTOMAÇÃO E PROTEÇÃO DE SUBESTAÇÕES DE ENERGIA ELÉTRICA
Área de Engenharia Elétrica
por
Marcelo Costa de Moraes
Débora Meyhofer Ferreira, MsC. Orientadora
Campinas (SP), dezembro de 2.008
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UNIVERSIDADE SÃO FRANCISCO
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
NORMA IEC 61850 – ESTUDO DE CASO DE SISTEMAS DE AUTOMAÇÃO E PROTEÇÃO DE SUBESTAÇÕES DE ENERGIA ELÉTRICA
Área de Engenharia Elétrica
por
Marcelo Costa de Moraes Relatório apresentado à Banca Examinadora do Trabalho de Conclusão do Curso de Engenharia Elétrica para análise e aprovação. Orientador: Débora Meyhofer Ferreira, Msc.
Campinas (SP), dezembro de 2.008
ii
AGRADECIMENTOS
Em primeiro lugar quero agradecer a Deus, por me dar forças e refúgio nos momentos de
turbulência e desânimo. Por operar muitos milagres em toda minha vida.
Aos principais incentivadores deste projeto: Raquel, Matheus e Bruno, esposa e filhos, por
estarem sempre ao meu lado alegrando minha vida e dando sentido ao meu viver.
Aos meus pais, que investiram tudo em minha educação, apesar de todas as dificuldades que
passaram e oportunidades que não tiveram.
Agradeço à Professora Débora Meyhoffer Ferreira, que foi muito mais que uma orientadora,
foi também muito amiga e incentivadora, demonstrando sempre de forma clara e paciente os
caminhos a serem seguidos.
Agradeço ao Professor Luiz Carlos de Freitas Júnior, por ter me ajudado em inúmeras
ocasiões e pelos exemplos de postura, conduta e companheirismo.
Agradeço a Universidade São Francisco, por ter disponibilizado profissionais com notáveis
talentos, conhecimentos e ainda por cima, paciência em me auxiliar em diversas fases de meus
estudos.
Agradeço aos colegas de empresa de meu setor e de outros setores que ajudaram com
informações para refletir sobre o trabalho.
Agradeço a todos aqueles que colaboraram direta ou indiretamente com opiniões e com
incentivos para que este Trabalho de Conclusão de Curso chegasse ao seu final.
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho à memória de Amadeu Pereira de Moraes, saudoso e amado pai, que
sonhara um dia seu filho tornar-se-ia engenheiro.
iii
SUMÁRIO
AGRADECIMENTOS ............................................................................. ii DEDICATÓRIA ....................................................................................... ii LISTA DE ABREVIATURAS ................................................................ iv
LISTA DE FIGURAS ............................................................................. vi LISTA DE TABELAS ............................................................................ vii RESUMO ............................................................................................... viii ABSTRACT ............................................................................................. ix
1. INTRODUÇÃO.................................................................................... 1 1.1. OBJETIVOS ..................................................................................................... 2 1.1.1. Objetivo Geral ................................................................................................ 2 1.1.2. Objetivos Específicos...................................................................................... 2 1.2. METODOLOGIA ............................................................................................. 2 1.3. ESTRUTURA DO TRABALHO ..................................................................... 3
2. SUBESTAÇÕES DE ENERGIA......................................................... 4 2.1. EQUIPAMENTOS DE UMA SUBESTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA . 4 2.2. SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE SUBESTAÇÕES ....................................... 5 2.3. SISTEMAS DE SUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES ................................... 8
3. PROTOCOLOS DE COMUNICAÇÃO PARA SISTEMAS DE AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES ................................................... 12 3.1. PROTOCOLO DNP 3.0 ................................................................................. 13 3.2. PROTOCOLO IEC 61850 ............................................................................. 16 3.3. ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE OS PROTOCOLOS DNP 3.0 E IEC 61850 ....................................................................................................................... 21
4. ESTUDO DE CASO: DIGITALIZAÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ... 24 4.1. SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA TRADICIONAL ..................................................................................................... 24 4.2. SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DIGITALIZADA ................................................................................................... 26 4.3. COMPARATIVO DE TEMPO DE ATUAÇÃO DO RELÉ DE PROTEÇÃO ........................................................................................................... 28 4.4. FUNÇÕES DE PROTEÇÃO, AUTOMAÇÃO E INTERTRAVAMENTO 29
5. CONCLUSÃO .................................................................................... 31
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................. 33
iv
LISTA DE ABREVIATURAS
ANSI American National Standard Institute CLP Controlador Lógico Programável CID Configurated IED Description COD Centro de Operação da Distribuição CO-R Centro de Operação Regional COS Centro de Operação de Sistemas COM Comunicação CRC Cicle Redundancy Code CSMA/CD Carrier Sense Multiple Access/Collision Detection CTR Concentrador de Dados DEC Duração Equivalente de interrupção por Consumidor DNP Distributed Network Protocol EA Entrada Analógica ED Entrada Digital EPA Enhanced Performance Architecture EPRI Electric Power Research Institute GOOSE Generic Object Oriented System Events FEC Freqüência Equivalente de interrupção por Consumidor ICD IED Capability Description IEC International Electrotechnical Commission IED Dispositivo Eletrônico Programável IHM Interface Homem Máquina ISO International Standardization Organization LAN Rede Local LD Logical Device LN Logical Node MEMO Memória OSI Open System Interconnection PC Personal Computer SA Saída Analógica SAS Substation Automation System SCADA Supervisão, Controle e Aquisição de Dados SCL Substation Configuration Language SD Saída Digital SE Subestação SEP Sistema Elétrico de Potência SMAL Subsistema de Monitoramento e Análise Local SMAR Subsistema de Monitoramento e Análise Remoto SOL Subsistema de Operação Local SCD Substation Configuration Description SSD System Specification Description TC Transformador de Corrente TCP/IP Transmission Control Protocol/Internet Protocol TP Transformador de Potencial UAC Unidade de Aquisição e Controle UCA Utility Communications Architecture
v
UCP Unidade Central de Processamento UDP User Datagram Protocol UTR Unidade Terminal Remota XML Extender Mark up Language
vi
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Sistema de automação de subestação ................................................................................ 8 Figura 2. Diagrama de Blocos Funcionais da UTR......................................................................... 10 Figura 3. Protocolos utilizados em sistemas de automação de SE’s ................................................ 13 Figura 4. Modelo OSI e DNP......................................................................................................... 14 Figura 5. Frame da Camada de Enlace ........................................................................................... 15 Figura 6. Arquitetura da norma IEC 61850 .................................................................................... 17 Figura 7. Modelo de dados inseridos no dispositivo físico ............................................................. 17 Figura 8. Arquitetura de um sistema de configuração que utiliza a linguagem SCL ........................ 19 Figura 9. Representação da pilha de protocolos IEC 61850 ............................................................ 20 Figura 10. Subestação de distribuição de energia elétrica tradicional.............................................. 24 Figura 11. Diagrama Unifilar da Subestação .................................................................................. 25 Figura 12. Rede de comunicação da rede digital ............................................................................ 26 Figura 13. Comparativo de tempo para descarte de cargas ............................................................. 28 Figura 14. Esquema de proteção de falha de disjuntor usando mensagens GOOSE ........................ 29
vii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1. Grupo de Nós Lógicos .................................................................................................... 18 Tabela 2. Classe de dados do IEC 61850 ....................................................................................... 18 Tabela 3. Lista de Tipos de Mensagens e Classes de Desempenho ................................................. 20 Tabela 4. Quadro comparativo entre os Protocolos DNP 3.0 e IEC 61850 ...................................... 21
viii
RESUMO
MORAES, M.C. Integração de Sistemas de Automação e Proteção de Subestações de energia Elétrica. Campinas, 2008. nº.f.49 Trabalho de Conclusão de Curso, Universidade São Francisco, Campinas, 2008.
Atualmente têm surgido novas técnicas de comunicação, utilizadas no controle e supervisão
de subestações, para poder garantir cada vez mais confiabilidade e qualidade no fornecimento de
energia elétrica ao consumidor. Nessa abordagem, este trabalho é um estudo de caso de integração
dos sistemas de automação e proteção de uma subestação de distribuição de energia elétrica
localizada na região metropolitana de Campinas. Essa integração foi feita adotando-se as
especificações recomendadas pela norma IEC 61850, que tem por objetivo se tornar um padrão
único no desenvolvimento de aplicações baseadas em comunicação ponto a ponto de alta
velocidade. Além de facilitar a integração de sistemas de automação de subestações (SAS), reduz
custos totais de sistemas e garante a interoperabilidade entre IED’s de diferentes fabricantes.
Inicialmente foi feito um estudo teórico no intuito de apresentar as principais características
das subestações, seus equipamentos de alta tensão, os sistemas de proteção, automação e controle,
assim como uma análise e comparação dos protocolos de comunicação utilizados no sistema
elétrico (DNP 3.0 e IEC 61850). Na seqüência são mostrados detalhes do estudo de caso assim
como vantagens e desvantagens do IEC 61850.
Palavras-chave: Sistemas de Automação de Subestação. IEC 61850. Protocolos de comunicação. Dispositivos Eletrônicos Inteligentes. Unidades Terminais Remotas.
ix
ABSTRACT
New communication techniques have arisen, for the control and supervision of substations
to ensure more reliability and quality in the supply of electric energy to consumers. This work is a
case study of integrated systems automation and protection of a substation for electric energy
distribution located in the metropolitan region of Campinas. This integration results from adopting
the specifications recommended by IEC 61850, which aims to become a single standard in the
development of applications for peer-to-peer high speed communication. In addition to facilitating
the integration of automation systems for substations (SAS), this proposal reduces the total cost of
systems and ensures interoperability among IED’s from different manufacturers.
Initially, a theoretical study was carried out in order to present the key features of the
substation, its high-voltage equipment, as well as its the protection, automation and control systems;
then an analysis and comparison of communication protocols used in the electrical systems (DNP
3.0 and IEC 61850) is introduced. Finally details of the case study are given along with IEC 61850
advantages and disadvantages.
Keywords: Substation Automation System. IEC 61850. Communications Protocols. Intelligent Eletronic Device. Remote Terminal Unit.
1
1. INTRODUÇÃO
Os sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica são reconhecidos
como fator de grande relevância no desenvolvimento e crescimento do país. Um fornecimento de
energia elétrica de qualidade consiste de vários aspectos como número de interrupções, tempo de
duração de cada interrupção, harmônicos na rede, distorções na forma da senóide entre outros.
Inicialmente, as subestações de energia elétrica eram totalmente assistidas localmente, ou
seja, contavam com operadores, engenheiros, técnicos e eletricistas que faziam todas as manobras
de restabelecimento de energia, transferência de cargas e inspeções em equipamentos como
transformadores de potência, disjuntores, pára-raios, seccionadores, etc.
Em uma segunda fase, a introdução de Centros de Operação do Sistema Elétrico (COS),
Centros de Operação Regionais (CO-R), Centros de Operação da Distribuição (CO-D) e Unidades
de Aquisição de Dados e Controle (UAC’s) ou também chamadas Unidades Terminais Remotas
(UTR’s), possibilitou o controle à distância de usinas, subestações de transmissão e distribuição de
energia elétrica [1]. Dessa forma, existiam processos que verificavam medições de tensão e
correntes elétricas em disjuntores, temperaturas e níveis de óleo de transformadores, “status” de
seccionadores e disjuntores, além de alarmes de atuação de proteções que automaticamente eram
transmitidas para os centros de operação responsáveis, todos esses elementos formando um sistema
de automação. Por outro lado, a utilização de relés de proteção que visavam como o próprio nome
diz proteger os equipamentos dentro das subestações de descargas atmosféricas, sobrecargas,
curtos-circuitos, fugas para terra, etc, formando assim o sistema de proteção.
Entretanto, estes sistemas operavam de forma independente. Não havia uma interação entre
eles e, dessa forma, os centros de operação precisavam que, em determinados casos de emergência,
fossem acionadas equipes especializadas aos locais das ocorrências para identificarem as falhas ou
defeitos para tomarem as decisões mais acertadas. Os avanços tecnológicos nos sistemas de
automação e proteção vêm promovendo um aumento da confiabilidade e garantindo a qualidade do
fornecimento de energia, justamente por integrar estes sistemas que até então trabalhavam isolados.
A evolução dos relés de proteção microprocessados para os chamados Dispositivos Inteligentes
Eletrônicos (IED – Intelligent Eletronic Devices) que, comparados aos antigos equipamentos de
proteção eletromecânicos e estáticos, além de possuírem as funções de proteção, também
adquiriram as capacidades de comunicação e integração das funções de controle [2].
2
Os sistemas atuais de automação de subestações de energia elétrica normalmente consistem
de equipamentos de diferentes fabricantes e de diferentes gerações. A comunicação entre eles é
difícil e a maioria usa protocolos específicos, ou adaptadores para a conversão destes protocolos.
Surge então a necessidade de tornar possível a maior interoperabilidade entre eles, modernizar as
subestações e tornar disponíveis para os centros de operações, todas as informações presentes
dentro do ambiente das subestações [3].
A IEC 61850 é uma norma internacional destinada a redes de comunicação e sistemas em
subestações de energia elétrica que viabiliza o desenvolvimento de aplicações baseadas em
comunicação ponto a ponto de alta velocidade, com medidas distribuídas, controle, proteção e
soluções baseadas em amostras de valores analógicos. Tem como objetivo, facilitar a integração dos
Sistemas de Automação de Subestações (SAS) e melhorar as funcionalidades existentes, além de
reduzir o custo total do sistema e garantir a interoperabilidade dos IED’s.
1.1. OBJETIVOS
1.1.1. Objetivo Geral
O objetivo principal deste trabalho é descrever o cenário de uma subestação de energia
elétrica, seus equipamentos, funções e importância. Como estão inseridos os sistemas de
automação, proteção e controle, e demonstrar a grande evolução tecnológica pela qual passam tais
sistemas.
1.1.2. Objetivos Específicos
Demonstrar através de estudo de caso, como a aplicação da norma IEC 61850 em uma
subestação de energia elétrica situada na região de Campinas – SP, trouxe vantagens operacionais
ao Centro de Operação do Sistema (COS) e como as informações agora disponíveis podem ser
utilizadas por todas as áreas de interesse, tudo isso possível através da troca de informações entre
IEDs.
1.2. METODOLOGIA
Este trabalho se baseará na pesquisa científica da norma IEC 61850. Inicialmente foi feito
um levantamento bibliográfico de toda a norma além de aplicações que utilizam esse protocolo no
mesmo cenário ou em cenários similares.
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Sequencialmente foi feito um estudo de caso de uma subestação de distribuição de energia
elétrica na região de Campinas, que foi totalmente digitalizada adotando-se a norma IEC 61850,
onde foram substituídos todos os relés eletromecânicos por IED’s de proteção e também foi trocada
a UTR por um concentrador de dados.
O desempenho do sistema de automação e proteção foi comparado, antes e depois da
digitalização, considerando-se: velocidade da transferência de dados entre os dispositivos, redução
dos custos de ampliação da subestação e novos recursos oferecidos para o sistema de controle e
supervisão e na realização de testes de transferências de informações entre relés digitais de proteção
e concentradores de dados, adotando-se o novo protocolo.
1.3. ESTRUTURA DO TRABALHO
No primeiro capítulo é feita introdução do trabalho, o objetivo geral e especifico e a
metodologia utilizada para conclusão.
Já no Capítulo 2 é feita uma descrição geral de uma subestação de energia elétrica, sua
função, as características dos equipamentos de alta tensão e suas funções. Também são
apresentados os sistemas de proteção com descrição de relés e funções. Finalizando esta parte do
trabalho é feita a apresentação de sistemas de automação.
A apresentação e estudos dos protocolos de comunicação utilizados em subestações, DNP
3.0 e IEC 61850 são feitos no capítulo seguinte. Uma análise comparativa entre ambos é realizada
com o objetivo de demonstrar suas principais características, vantagens e desvantagens.
O Capítulo 4 trata-se do estudo de caso de uma subestação digitalizada em uma cidade da
região metropolitana de Campinas, estado de São Paulo, adotando-se as recomendações
especificadas pela norma IEC 61850. São informados os benefícios atingidos com a integração de
IED’s de proteção e automação, além da melhora na operação de subestações do sistema elétrico.
4
2. SUBESTAÇÕES DE ENERGIA
As subestações de energia elétrica (SE’s) representam um importante componente no
Sistema Elétrico de Potência (SEP): neste local a energia é transformada, controlada e distribuída.
Sua função é efetuar pontos de ligação entre a geração e os centros de consumo ou de distribuição
de energia elétrica.
Como são pontos de operação do SEP, devem possuir ações e comandos coordenados a
partir de programas e filosofias de operação, de conformidade com informações coletadas a partir
dos sistemas de medição e proteção. Além destes, existem equipamentos de manobra, transmissão
de dados e controle [4].
2.1. EQUIPAMENTOS DE UMA SUBESTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Dentro das subestações de energia elétrica (SE’s) são instalados vários equipamentos que
são utilizados com finalidades específicas, a seguir descreveremos resumidamente alguns
dispositivos e suas funções:
• Transformadores de Força. Como o nível de tensão gerado nas usinas não pode atingir
todos os níveis elétricos para alimentar as cargas em um sistema interligado, às vezes é
necessário utilizar um transformador de força para fazer uma elevação da tensão para fins de
transmissão e sub-transmissão e também é necessário utilizá-lo para reduzir o nível de
tensão para efeito de distribuição e conseguir atingir as cargas menores. Além de exercer
este papel, o transformador de força também pode isolar eletricamente um determinado
circuito, elevar ou reduzir tensões. Nestes casos, o transformador adota vários nomes de
acordo com a função exercida: Transformador Elevador, Transformador Abaixador,
Transformador de Distribuição, etc.
• Seccionadoras. São chaves que seccionam determinados trechos do circuito elétrico,
fazendo com que sejam mantidas as distâncias de isolamento para o qual foram projetados.
Estes dispositivos podem possuir acionamentos mecânicos motorizados ou manuais através
de válvulas solenóides. Sem mencionar que, a maioria destes equipamentos é projetada para
acionamentos sem carga, função definida para os disjuntores.
• Disjuntores. Estes são dispositivos de manobra e proteção dentro dos sistemas elétricos,
pois são os elementos que podem abrir ou fechar circuitos sob carga, diferentemente dos
5
seccionadores, que isolam um circuito sem carga, exceto as seccionadores específicas para
aberturas sob carga que são mais robustas e consequentemente mais onerosas.
• Transformadores de Medição e Proteção. As medições de várias grandezas elétricas e
as proteções são imprescindíveis em um sistema elétrico, mas como este envolve tensões,
correntes e potências relativamente altas, torna-se necessária a redução destas grandezas a
fim de medir e observar as medidas para fins de faturamento e proteção quando do
comportamento anormal perante contingências. Neste aspecto, os TC’s (Transformadores de
Corrente) e os TP’s (Transformadores de Potencial) cumprem satisfatoriamente estes
objetivos permitindo que estas funções sejam atingidas.
• Pára-raios. Estes equipamentos são dedicados para proteção contra descargas
atmosféricas. Os pára-raios são montados nos pórticos de entrada e saída de uma subestação
de energia elétrica. São eficientes para evitar que estas descargas sejam transferidas para
outros pontos do SEP, além de proteger pessoas e instalações.
2.2. SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE SUBESTAÇÕES
No sistema elétrico a ocorrência de sobretensões e sobrecorrentes por um longo período de
tempo, pode danificar vários equipamentos. Dessa forma, o sistema de potência deve ser provido de
dispositivos de proteção, de forma a eliminar anormalidades o mais rápido possível. Contudo, estas
proteções não podem atuar quando estas anormalidades são pequenas ou inexistentes (seletividade),
evitando assim o corte indevido do fornecimento de energia aos consumidores [1].
Os sistemas de proteção devem considerar alguns aspectos:
1. Operação Normal:
• Ausência de falhas em equipamentos;
• Ausência de erros de pessoal de operação;
• Ausência de incidentes (tempestades, raios, furacões, terremotos, etc);
2. Proteção Contra Falhas Elétricas:
• Isolamento adequado;
• Coordenação do isolamento;
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• Uso de cabos pára-raios;
• Instruções de manutenção e operação;
3. Limitação dos Defeitos Devidos às Falhas:
• Limitação da corrente de curto-circuito;
• Projeto capaz de suportar efeitos mecânicos e térmicos da corrente de defeito;
• Existência de circuitos múltiplos e geradores de emergência;
• Existência de releamento e disjuntores;
• Mudança na operação [5].
Com o auxílio dos dispositivos de proteção, os custos de manutenção decorrentes de
estragos são minimizados, além da redução das chances de propagação do defeito, do tempo de
ociosidade dos equipamentos e de interrupção do fornecimento de energia elétrica.
As proteções dos sistemas elétricos são realizadas por equipamentos chamados relés, estes
operam com base em certos princípios da Física. No passado estes relés eram compostos por partes
fixas e móveis, funcionando com base em princípio de conversão de energia elétrica em mecânica
(motor, solenóide) [1]. Os relés eletromecânicos eram capazes de executar uma única função em
uma única fase, o que exigia então a utilização de vários relés em uma mesma subestação.
A ANSI (American National Standard Institute) definiu uma nomenclatura que representa
através de números, todas as funções de proteção realizadas pelos relés conforme tabela apresentada
no anexo 1.
Os relés mais utilizados nas SE’s são:
• Sobrecorrente Instantâneo e Temporizado (50/51) – opera (em poucos ciclos) quando
a corrente atinge valores muito altos, bem acima dos pré-ajustados. E o elemento
temporizado atua quando a corrente alcança valores elevados por um longo período
de tempo;
• Sub-tensão (27) – atua quando a tensão cai para níveis abaixo do determinado;
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• Sobre-tensão (59) – opera quando a tensão excede os limites estipulados;
• Diferencial de transformador, barra e gerador (87) – opera por comparação de
corrente;
• Direcional (67) – atua quando os valores de tensões e correntes se alteram
drasticamente, um em relação ao outro;
• Relé de religamento (79) – é responsável por comandar o religamento de um
disjuntor;
• Relé de sub-freqüência (81) – atua quando a freqüência da rede cai abaixo do valor
ajustado no relé;
• Relé de distância (21) – opera para defeitos/faltas em linhas de transmissão de alta
tensão;
• Relé de pressão de gás (Bucholz) (63) – atua quando da presença de defeitos internos
no transformador e para baixos níveis de pressão de gás em equipamentos
encapsulados, exemplo disjuntores à SF6;
• Relé de sincronismo (25) – permite o fechamento do disjuntor caso as tensões em
seus pólos tenham o mesmo módulo, fase e freqüência.
A segunda geração de relés de proteção foi caracterizada pela utilização de relés construídos
com componentes eletrônicos (relés estáticos). Além de exercerem as mesmas funções, o uso da
eletrônica permitiu o aperfeiçoamento de certas aplicações. Entretanto, estes relés demonstraram-se
sensíveis a ruídos de alta freqüência induzidos nos cabos de controle durante manobras de operação
de seccionadoras de linhas de alta tensão, o que causava a queima dos mesmos ou disparos
indesejados.
Os atuais relés de proteção experimentaram extraordinária evolução desde que a tecnologia
digital foi adotada em sua fabricação, tendo-se transformado em dispositivos inteligentes, chamados
de IED’s de proteção. Além de agregarem maiores recursos às tarefas de proteção de equipamentos,
barras e linhas de transmissão, estes também são capazes de participar das diversas funções de
supervisão, controle e automação normalmente utilizadas em uma subestação [6].
8
2.3. SISTEMAS DE SUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES
Os sistemas de automação de subestação têm como objetivo oferecer meios para operação e
manutenção destas. Tal sistema caracteriza-se por dois níveis hierárquicos: o nível interface com o
processo e aquisição de dados; e o nível de comando e supervisão também denominado Sistema
Central.
No nível de interface com o processo encontram-se as Unidades de Aquisição de Dados e
Controle (UAC) que podem ser: Unidades Terminais Remotas (UTR), Controladores Lógicos
Programáveis (CLP), PC industriais (Personal Computer) ou outros equipamentos dedicados como
os relés de proteção, os equipamentos de oscilografia, as unidades de inter-travamento, medidores
digitais e os controladores de equipamentos.
O Sistema Central é comumente formado por várias estações de trabalho (Workstation), que
são computadores utilizando sistemas operacionais como o Unix, Linux, OS-2, Windows NT, entre
outros e estão ligados em rede de área local (LAN: Local Area Network). O mesmo sistema
interliga-se aos equipamentos digitais do nível de interface com o processo através de processadores
de comunicação ou diretamente na rede local.
Figura 1 – Sistema de Automação de Subestação
A interação do operador com o sistema, se faz através de servidores de IHM (interface
homem-máquina). Estes servidores são máquinas equipadas com monitores de vídeo, impressoras,
teclado e mouse, atuando como consoles de operação. O console de operação é desenvolvido para
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que o operador do sistema elétrico detenha todas as ferramentas necessárias à supervisão e controle
da subestação, permitindo desta forma, a execução de várias tarefas como:
• Supervisão do sistema elétrico da SE;
• Executar comandos remotos em disjuntores e relés de bloqueio;
• Supervisão do estado de equipamentos (ex: disjuntor aberto, chave de aterramento
fechada, etc);
• Executar comandos em tapes de transformadores equipados com reguladores;
• Regular os níveis de reativos e tensão em barramentos da SE;
• Supervisão da atuação dos relés de proteção;
• Acessar telas de diagramas unifilares, tabulares e de tendência;
• Reconhecer, silenciar e inibir mensagens de alarmes;
• Etc.
As UAC’s podem ser vários dispositivos como já foi dito anteriormente, um dos mais
utilizados pelas empresas de energia são as UTR’s. Estas normalmente interligam-se com o sistema
de supervisão por meio de interfaces de comunicação como, modens, saídas seriais, saídas RS 485
ou redes Ethernet. Tal vantagem possibilita que trabalhem em rede proprietária ou mesmo através
de gateways para protocolos abertos [7].
Estes equipamentos são utilizados para coletarem dados como:
• Tensões e correntes (e grandezas derivadas como potência ativa, reativa, energias);
• Estado (status) de equipamentos (disjuntores, seccionadoras, atuação de relés, etc).
Além de coletar os dados acima citados, também são responsáveis por executar ações de
comando (abrir ou fechar equipamentos, comandar tap´s de comutadores, etc).
Basicamente, as UTR’s podem ser representadas conforme o diagrama de blocos abaixo:
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Figura 2 – Diagrama de Blocos Funcionais da UTR
A UTR ainda dispõe de fontes de alimentação, borneiras e acondicionamento de sinais. Os
blocos funcionais serão descritos a seguir:
• UCP – Unidade Central de Processamento – normalmente é uma placa ou cartão
onde se localiza o microprocessador responsável pelo controle e processo das
informações, e o relógio (clock) que define o ciclo de processamento;
• MEMO – Nesta placa ficam instaladas as memórias com os dados e programas das
UTR’s;
• COM – É o modulo incumbido de efetuar a comunicação de dados em UTR e o
sistema central;
• ED – As entradas digitais são cartões com a finalidade de interligarem contatos
externos provenientes de equipamentos ou dispositivos de proteção e sinalizar
através da UTR se estes equipamentos estão abertos, fechados ou se determinadas
proteções estão atuadas;
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• SD – Este módulo é responsável pela operação dos equipamentos de campo
remotamente;
• EA – Esta placa ou cartão fica com a função de coletar as grandezas elétricas e
convertê-las de analógico para digital de tal forma que a UCP possa processar estes
dados;
• SA – Neste cartão encontram-se as saídas analógicas, que fornecem sinais analógicos
de tensão CC na faixa entre +/- 10V ou de corrente CC na faixa de 4 a 20mA.
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3. PROTOCOLOS DE COMUNICAÇÃO PARA SISTEMAS DE AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES
As empresas de energia elétrica vêm investindo a alguns anos em sistemas de automação de
subestações (SAS), com o objetivo de melhorar a operação do sistema e maximizar sua utilização
do ponto de vista econômico, além de garantir a qualidade no fornecimento de energia aos
consumidores e o aumento da rentabilidade de seus ativos [8].
Entretanto, os antigos sistemas de automação consistiam de vários equipamentos de diversos
fabricantes, de diferentes gerações e que utilizavam protocolos específicos, o que dificultava a troca
de dados entre estes dispositivos [3].
A interoperabilidade surge diante deste cenário como fator importante que possibilita que
dois ou mais sistemas troquem informações, tornando de certa forma, as concessionárias de energia
independentes de um determinado fabricante [8].
Os protocolos são conjuntos de regras que definem o tipo de mensagem e a ordem que elas
devem ser trocadas a fim de realizar a comunicação entre dois sistemas ou mais. Quando a
comunicação exige um grande número de protocolos esses são agrupados em funcionalidades
formando uma camada e o conjunto de camadas forma uma pilha de protocolos. Seu objetivo
central é fazer com que sistemas (dispositivos) que tenham estruturas internas próprias falem a
mesma linguagem e possam trocar informações com sucesso [3].
Existem muitos protocolos para comunicação utilizados em subestações, sendo que alguns
são desenvolvidos para aplicações específicas ou para configurações de instalações únicas. Outros,
porém, são estruturados baseados em normas ou padrões internacionais, mas sofrem ajustes para
atender as necessidades de determinado projeto [2].
Na figura abaixo, são apresentados alguns protocolos de comunicação utilizados atualmente.
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Figura 3 - Protocolos utilizados em sistemas de automação de SE’s
Para uma melhor compreensão deste trabalho, faremos uma abordagem descritiva dos
protocolos DNP 3.0 e IEC 61850, onde posteriormente será realizada uma análise comparativa entre
ambos, visando demonstrar os pontos fortes e fracos de cada padrão e os ganhos decorrentes da
implantação da nova norma em SE’s com sistemas tradicionais de automação, proteção e controle.
Estes protocolos foram escolhidos em função do estudo de caso que será discutido neste TCC.
3.1. PROTOCOLO DNP 3.0
O DNP 3.0 (Distributed Network Protocol) inicialmente foi desenvolvido pela Harris
Control Division Distributed Automation Products, dos EUA, em novembro de 1993, sua
especificação foi transferida para um grupo de usuários que, a partir de então, passaram a ser
proprietários e responsáveis pelas suas atualizações e revisões, tornando-o assim um protocolo
aberto. É estruturado conforme as especificações da norma IEC 870-5 para a transmissão de dados
entre estações mestres e UTR’s (Unidades Terminais Remotas) ou IED’s (Dispositivos Eletrônicos
Inteligentes), com exceção para comunicação entre estações mestres. É um protocolo que possui
três camadas: Aplicação, Enlace de Dados e Física; sua arquitetura simplificada é denominada EPA
(Enhanced Performance Architecture, vide Figura 5) e está de acordo com o modelo OSI (Open
System Interconnection) da ISO (International Standardization Organization), onde a pseudo-
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camada de transporte juntamente com a camada de aplicação, faz a separação de mensagens
superiores a 249 octetos [7] [8].
Figura 4 – Modelo OSI e DNP
Este protocolo possui uma série de características aplicáveis a arquiteturas abertas de
sistemas distribuídos destinados à área de energia elétrica, como por exemplo:
• Transferência de blocos de dados – Possui camada de transporte com capacidade
para transferir blocos de dados com até 2 kbytes, permitindo assim a transferência de
tabelas de configuração, informação de prioridades e algoritmos de controle entre
mestre e escravos, ela também segmenta mensagens da camada de aplicação em
múltiplos pacotes da camada de enlace. Para cada pacote, insere um único byte
Function Code que indica se o pacote da camada de enlace é o primeiro da
mensagem, o último, ou ambos (no caso em que não há fragmentação da mensagem);
• Tipos de Mensagens – Utiliza dois tipos de mensagens: Com ou Sem Confirmação.
Com confirmação, quando a prioridade é a confiabilidade. E mensagens sem
confirmação, quando a prioridade é o desempenho;
• Arquitetura mestre-escravo – Oferta relacionamento síncrono através de operação
por varredura e relacionamento assíncrono através de respostas não solicitadas, por
iniciativa das estações escravas;
15
• Modos de endereçamento – Permitem três modos de endereçamento, sendo:
1. independentes para mestre–escravos, permitindo a operação seletiva de vários
mestres e escravos;
2. de grupo, permitindo a seleção de lista de pontos;
3. broadcasting, permitindo a difusão dos dados.
• Protocolo CSMA - Utiliza o protocolo CSMA (Carrier Sense Multiple Access) para
controlar o acesso ao meio físico, possibilitando desta forma seu compartilhamento;
• Tempo de propagação das mensagens – Estabelece um método para o cálculo do
tempo de propagação das mensagens, com o objetivo de sincronizar os relógios dos
vários equipamentos do sistema [7] [8].
O protocolo DNP 3.0 especifica todos os procedimentos para transmissão e recepção no
meio físico, como utilizar modens, rádios-modens, fibras ópticas, etc. Sua camada de enlace (Data
Link Layer) tem dois propósitos: 1) prover a transferência de informação (quadro de dados) através
da conexão física, isto é, os quadros de dados do usuário são transformados em quadros de enlace
acrescidos de um cabeçalho e de CRC (Cicle Redundancy Code); 2) fornecer indicação de outros
eventos, como o estado de enlace.
Figura 5 – Frame da Camada de Enlace
A camada de aplicação do protocolo possui vários objetos de dados que podem ser
mapeados nos pontos de leitura (entrada) e comando (saída) de uma UTR típica de automação do
sistema elétrico.
Estes objetos podem representar entradas digitais, entradas analógicas, contadores, eventos
com estampa de tempo (time-stamped), saídas digitais e analógicas, seqüência de octetos (string),
16
dentre outros. Existem objetos estáticos, exemplo objeto 01 (Binary Input), que representam os
dados no instante da varredura. Já os objetos de eventos representam apenas os pontos que
mudaram de valor até a ultima varredura do mestre, exemplo objeto 02 (Binary Input Change) [8].
O DNP 3.0 é implementado em 3 níveis nos equipamentos e cada nível possui diferentes
quantidades de objetos de dados disponibilizados. Tal característica deve ser observada durante o
processo de aquisição de dispositivos que utilizam o protocolo DNP 3.0. Os equipamentos que
utilizam o protocolo DNP 3.0 possuem um documento de perfil do dispositivo, chamado Device
Profile, este contém informações que permitem a integração entre diferentes dispositivos mestres e
escravos.
3.2. PROTOCOLO IEC 61850
IEC 61850 é a norma internacional para sistemas de automação subestação (SAS). Ele
define a comunicação entre dispositivos da subestação e os respectivos requisitos de sistema.
Suporta todas as funções de automação de subestações e de engenharia. Diferente dos padrões
anteriores, a abordagem técnica IEC 61850 torná-a flexível e “à prova de futuro” [10]. Todos os
maiores fabricantes de equipamentos de controle e proteção de subestações têm produtos que
implementam as comunicações via IEC 61850, para simplificar a integração dos sistemas,
melhorarem as funcionalidades e ao mesmo tempo, reduzir os custos das instalações.
No início dos anos 90 o projeto Utility Communications Architecture (UCA) começou a ser
desenvolvido no Instituto de Pesquisas de Energia Elétrica (EPRI) nos Estados Unidos, com o
objetivo de desenvolver uma estrutura de comunicação em tempo real comum a todas as empresas
de energia elétrica. A International Electrotechnical Commission (IEC) formou três grupos de
trabalho para preparar um padrão de comunicações em subestações, a parte americana do trabalho
recebeu o nome de UCA 2.0. Então através da união de esforços da EPRI e UCA, que buscavam um
padrão de comunicação único aceito internacionalmente [3], surgi a norma IEC 61850 “Redes de
Comunicação e Sistemas em Subestações” (do inglês, IEC 61850 Communications Networks and
Systems in Substation) [10].
A norma foi dividida em dez (10) partes, conforme representado na figura 6.
17
Figura 6 – Arquitetura da norma IEC 61850[3]
A norma define e padroniza o modelo de dados que representam todos os atributos e funções
dos equipamentos e dispositivos físicos de uma subestação ou usina do sistema elétrico. O modelo
de dados é orientado a objetos e o conjunto de dados que são trocados entre funções e sub-funções
que estão nos IED’s, formam um LN (Logical Node) e o conjunto de LN formam um LD (Logical
Device). O Logical Device está residente no dispositivo físico (IED). Na figura 8, é demonstrada a
estrutura hierárquica do modelo de dados interno ao dispositivo físico [3].
Figura 7 – Modelo de dados inseridos no dispositivo físico [3]
Os LN’s (Logical Node) possuem uma lista de dados baseada em sua funcionalidade e com
os respectivos atributos. Os dados contêm um detalhamento bem definido dentro do contexto de
18
sistema de automação de subestação [11]. O XCBR é um Logical Node que foi determinado para
representar as funções de um disjuntor, nele estão os dados associados e vários atributos, como por
exemplo, POS (posição) que é um dado do LN e Controle que pode ser um atributo de estado,
medida ou configuração. Esta norma padronizou um conjunto de 13 grupos de nós lógicos (Logical
Node) com o objetivo de reunir funções semelhantes do tipo proteção, controle, automação, dentre
outros.
Tabela 1 – Grupo de Nós Lógicos
Além de grupos de Nós Lógicos, existem também classes de Nós Lógicos conforme é
mostrado na tabela 3.
Tabela 2 – Classe de dados do IEC 61850[3]
19
Na IEC 61850-6, está definida a linguagem de configuração para sistemas de automação de
subestações (SAS). Esta linguagem recebeu o nome de SCL (Substation Configuration Language) e
é baseado em XML (Extender Mark up Language), seu objetivo é padronizar os atributos de
configuração de IED’s de forma segura e confiável.
A linguagem SCL é composta por arquivos que contêm os dados da subestação, das relações
dos equipamentos de manobras, das funções dos IED’s e de todos os serviços de comunicação. São
vários os arquivos utilizados para a descrição formal dos modelos, entre eles estão:
• SSD – System Specification Description (Descrição dos Dados do Sistema);
• SCD – Substation Configuration Description (Descrição dos Dados da Subestação);
• ICD – IED Capability Description (Descrição dos itens aplicados em um IED);
• CID – Configurated IED Description (Configuração de um IED específico).
Figura 8 – Arquitetura de um sistema de configuração que utiliza a linguagem SCL [3].
A norma prevê ainda uma pilha de protocolos composta por camadas de transporte, rede,
enlace e um serviço de mensagens. A camada de enlace é comum à todos os serviços de mensagens
e utiliza o protocolo Ethernet como prioridade. As mensagens denominadas cliente-servidor são
20
aquelas que não apresentam restrição de tempo e por isso apresentam um atraso devido ao
processamento em cada camada.
Figura 9 – Representação da pilha de protocolos IEC 61850 [3]
Tabela 3 – Lista de Tipos de Mensagens e Classes de Desempenho [3]
As mensagens que contenham restrições críticas a atraso, como bloqueios, são chamadas de
transferência de objetos genéricos de eventos do sistema (GOOSE, do inglês generic object oriented
system events) (tipos 1 e 1A) e transferência de valores amostrados – SV (sampled (analog) values)
(tipo 4). Essas mensagens além de não utilizam todas as camadas da pilha de protocolos têm
prioridade mais alta.
21
3.3. ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE OS PROTOCOLOS DNP 3.0 E IEC 61850
Após as descrições dos protocolos realizadas nos capítulos anteriores, podemos verificar
algumas relações, descritas nas tabelas 5 a 10, conforme [8] de tal forma que, seja possível
estabelecer uma comparação que indique as vantagens e peculiaridades de cada um de acordo com
as muitas características já apresentadas.
Tabela 4 – Quadro comparativo entre os Protocolos DNP 3.0 e IEC 61850
Características DNP IEC
Ca
racte
rística
s G
era
is
Domínio de Aplicação
Telecontrole (SCADA) – Dentro da Subestação e do Centro de Operação
para a Subestação
Subestação e alimentadores (aberto para outros domínios)
Principal Cobertura
Camada de aplicação, protocolo e serviços.
Semântica de aplicação (modelos de dispositivos e aplicações), linguagem de configuração de
subestações e camada de aplicação, serviços e protocolos.
Modelos de informação específicos da aplicação
Permite ao fabricante criar extensões de aplicações
específicas
Permite ao fabricante criar extensões de aplicações
específicas; possui mais de 100 classes lógicas com mais de 200
classes de dados.
Serv
iço
s O
pera
cio
nais
Transmissão Cíclica
Sim
Sim
Transmissão espontânea
Sim
Flexível
Substituição remota
Não
Sim
Controle de Parâmetros
Alguns
Flexível, define, muda e edita
Descriçã
o d
os P
rocesso
s Tipos de dados suportados
Flexível Flexível e facilmente estendido
Semântica dos dados Não Mais de 2000 classes
Aberta para novos modelos adicionais
Não
Flexível – qualquer novo tipo de
dado ou classe podem ser definidos
Qualidade/Estampa de tempo/Causa de
transmissão
Sim
Sim
Serv
iço
s d
e
Auto
de
scri
çã
o
Obter diretório de todos os objetos (nomes e
tipos de dados de nós lógicos).
Não
Sim, com completa informação
hierárquica.
22
Obter definições de objetos operacionais
(nome, tipo, faixa, unidade, banda morta
para envio, escala, descrição de processos
de dados).
Somente banda morta – mais opções em desenvolvimento
Muitas informações disponíveis. A
rquite
tura
Camadas
4 camadas (serial) e 7 camadas (TCP/IP ou
UDP/IP)
7 camadas (TCP/IP e OSI)
Modo de transmissão
Balanceado
Full Duplex
Protocolo de transporte
Pseudo camada de
transporte serial; TCP ou UDP sobre IP
TCP, OSI TP
Co
nfig
ura
ção
onlin
e o
fflin
e
Definir grupos de dados
Sim
Sim
Selecionar dados para o
envio
Alguns
Muitos
Localização das configurações
UTR’s e IED´s, nos bancos de dados e
aplicativos
A configuração completa do modelo pode ser lida e
automaticamente comparada com o arquivo de configuração XML
Com todas as informações obtidas nas tabelas 5 a 10, mostradas no capítulo 4, é importante
destacarmos os seguintes pontos nas análises comparativas:
• Ambos os protocolos dispõem de serviços para trocas de informações básicas de
tempo real para os requisitos relacionados ao sistema SCADA, como por exemplo,
controle e estados de pontos simples, envio de informação cíclica e espontânea,
sincronização de relógio;
• O DNP 3.0 possui muitas funcionalidades fixas, enquanto que o IEC 61850
apresenta uma extensa gama de aplicações, como modelagem de dados, serviços de
configuração, dentre outros;
• O DNP 3.0 cumpre os requisitos de tempo com baixas velocidades de comunicação,
enquanto que o IEC 61850 necessita de uma banda de comunicação maior (rede),
pois suas mensagens são maiores quando comparadas ao DNP 3.0.
23
24
4. ESTUDO DE CASO: DIGITALIZAÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Na busca constante da manutenção de índices de qualidade no fornecimento de energia
elétrica aos seus consumidores, e sempre visando formas eficientes de controlar e operar o sistema
elétrico, as empresas de distribuição de energia investem freqüentemente na renovação tecnológica
de suas instalações. Com a evolução dos dispositivos eletrônicos inteligentes (IED) utilizados para
integração dos sistemas de automação de subestações, houve um avanço considerável nas formas de
transferência de dados entre SE’s e os departamentos interessados nestas informações, como por
exemplo, Centros de Operação, departamentos de manutenção, engenharia, departamentos de
estudos e análises de falhas, dentre outros.
Como dito anteriormente, as concessionárias de energia elétrica têm realizado investimentos
com o objetivo de migrar sua base instalada de equipamentos analógicos para a tecnologia digital de
processamento distribuído, visando a redução de custos de manutenção de equipamentos,
diminuição de indicadores como DEC (Duração Equivalente de interrupção por Consumidor) e FEC
(Freqüência Equivalente de interrupção por Consumidor), otimização de recursos na construção de
novas instalações e nas ampliações de antigas SE´s.
Neste estudo de caso apresenta-se uma nova subestação de distribuição de energia elétrica
inaugurada em março de 2.008 na cidade de Cosmópolis/SP e que adotou os padrões de
digitalização expressos pela nova norma IEC 61850.
4.1. SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA TRADICIONAL
As subestações que compõem os sistemas de distribuição de energia elétrica inicialmente
foram projetadas, sob aspecto construtivo, com dois setores principais: pátio de manobras, onde se
localizam os equipamentos de alta tensão, e sala de controle, onde se encontram os Sistemas de
Supervisão, Proteção e Controle da subestação. Através da sala de controle faz-se o monitoramento
local dos estados dos disjuntores e das chaves seccionadoras, e de equipamentos relevantes, como
por exemplo, os transformadores de potência e os bancos de capacitores.
Com a utilização dos avanços tecnológicos alcançados pela eletrônica digital e das
telecomunicações, foi possível iniciar o processo de aquisição de dados da subestação e envio
25
remoto aos Centros de Operação. De tal forma, a permitir o estabelecimento do controle de um
conjunto de subestações de uma determinada região, facilitando a operação de unidades distantes
através de um mesmo computador central.
Entretanto, as subestações tradicionais permitiam apenas manobras e re-estabelecimentos
sem muitos detalhes das reais causas de bloqueios ou faltas do sistema elétrico, ou seja, necessitava
que as informações dos sistemas de proteção ainda fossem acessadas localmente, o que acarretava
em custos de deslocamento, mão-de-obra técnica na análise da falha e aumento do tempo de
normalização do sistema.
Portanto, dentro do universo das subestações havia dois mundos distintos: o dos sistemas de
automação e controle, e os sistemas de proteção. Cada um responsável por determinada função,
com pouquíssimas trocas de informações entre eles, o que acarretava limitações na operação e
controle das SE’s.
Figura 10 – Subestação de distribuição de energia elétrica tradicional
26
4.2. SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DIGITALIZADA
O projeto desenvolvido para ser implementado na SE tinha como foco integrar a proteção,
supervisão e controle da subestação. O diagrama unifilar geral da subestação pode ser observado na
figura 12. Ele é composto por duas entradas de linha que alimentam uma barra de 138 kV. Nesta
barra encontra-se uma saída que alimenta um transformador regulador, ou seja, este possui uma
regulação de tensão conforme a demanda solicitada. O comutador de tap´s, interno ao
transformador, pode ser acionado manualmente pelo operador (local ou remoto) ou
automaticamente através de um regulador de tensão.
Figura 11 – Diagrama Unifilar da Subestação [13]
Na subestação estudada, foi instalado um sistema digital constituído de uma rede de
supervisão e controle, uma rede de comunicação para proteção entre os relés e uma rede de ajustes.
As funcionalidades destas redes utilizam o mesmo meio físico: rede ethernet. A topologia do
27
sistema segue as recomendações da norma IEC 61850. Podemos observar na figura 13 o diagrama
esquemático da rede do sistema digital.
Figura 12 – Rede de comunicação da rede digital [13]
As principais características do sistema digtal são:
• IED´s de proteção estão interligados em uma topologia de anel, isto garante que o
tráfego de dados entre os dipositivos permaneça contínuo, mesmo nos casos onde um
swicth ou um enlace de fibra óptica se rompa. A topologia em anel alcança este
objetivo com grande economia em portas de um swicth necessárias;
• Os relógios internos de todos os dispositivos são sincronizados através da
distribuição de rede ethernet , oriundas do Centro de Operação através do canal
serial;
28
• O hardware SICAM PAS age como concentrador de dados (CTR) provenientes dos
relés de proteção. A estação de supervisão PASC (SOL/SMAL) coleta os dados da
unidade concentradora.
A comunicação entre os relés e entre os mesmos e as unidades concentradoras de dados
utiliza protocolo IEC-61850, o que garante uma comunicação extremamente veloz e coerente entre
os equipamentos. Para a transferência de dados para o COS é utilizado um modem de forma serial,
e o protocolo utilizado é o DNP3.0. Para aquisição dos pontos refentes ao trafo e comutador,
também de forma serial, porém através de fibra óptica, é usado o protocolo MODBUS.
Há uma integridade da aquisição de pontos digitais e analógicos. Os eventos são
espontâneos e a resolução da estampa de tempo é de 1ms, já para os pontos analógicos, a banda
morta é de 1% e a precisão Full Range é de 0.1%.
4.3. COMPARATIVO DE TEMPO DE ATUAÇÃO DO RELÉ DE PROTEÇÃO
Na figura 14, é demonstrada uma simulação do tempo de atuação do relé de proteção ou
dispositivo eletrônico inteligente (IED) comparado com outro sistema convencional, uma Unidade
Terminal Remota (UTR) qualquer, contra um surto transitório na rede elétrica.
29
Figura 13 - Comparativo de tempo para descarte de cargas [14]
4.4. FUNÇÕES DE PROTEÇÃO, AUTOMAÇÃO E INTERTRAVAMENTO
Uma das grandes vantagens na implementação da norma IEC 61850 neste projeto foi o uso
do protocolo IEC 61850 GOOSE via sistema de comunicação peer-to-peer para troca de mensagens
entre diferentes IEDs, aplicando os dados dessas mensagens nos esquemas lógicos de automação e
intertravamento. No sistema tradicional de automação e proteção era necessária a utilização de
muitos relés auxiliares de estados, entradas e saídas digitais adicionais nas UTR´s e enorme
quantidade de cabos de controle, o que encareciam as obras e dificultava realização dos
automatismos e intertravamentos necessários.
A filosofia pregada pela nova norma , permitiu o desenvolvimento e implementação de
todas as funções de automação e lógicas utilizando as entradas e saídas disponíveis em cada IED.
Houve melhoria das condições de operação da subestação com o uso de automatismos para
manobras de equipamentos, que em outras SE´s sem telecontrole eram executadas por operadores, e
30
em relação às subestações telecontroladas de forma convencional, resultou em uma maior qualidade
das informações disponíveis para o Centro de Operação e conseqüentemente reduzindo
significativamente os tempos de interrupção a que os consumidores eram submetidos.
Na figura 15 é demosntrado um esquema de proteção contra falha de disjuntor utilizando as
mensagens GOOSE.
Figura 14 – Esquema de proteção de falha de disjuntor usando mensagens GOOSE [15]
31
5. CONCLUSÃO
O Setor Elétrico Brasileiro possui um histórico de busca permanente pelo aperfeiçoamento
tecnológico, alcançado em função dos esforços contínuos nas áreas de pesquisa, desenvolvimento e
inovação. O processo evolutivo dos sistemas digitais propiciou uma revolução dos sistemas de
automação de subestações (SAS) produzindo melhorias visíveis nas construções e ampliações das
instalações e conseqüentemente na qualidade do fornecimento de energia elétrica.
O DNP 3.0 é um dos protocolos de comunicação utilizado no setor elétrico que apresenta
resultados positivos quando é usado na interface entre UTR’s e relés de proteção de um mesmo
fabricante. Contudo não atende aos requisitos de tempo de resposta, que é uma característica muito
importante em sistemas de proteção. Além disso, sua performance é insatisfatória quando usado
para integrar dispositivos de diferentes fornecedores.
Já a norma IEC 61850 traz uma série de especificações que padronizam as comunicações
dos sistemas de automação, visando garantir uma interoperabilidade entre IED’s de fabricantes
diferentes. Nesse caso, interoperabilidade se torna a palavra chave desse protocolo, uma vez que ela
evita que as concessionárias de energia sejam dependentes de um único fabricante.
Conseqüentemente, os custos dos sistemas expandidos são reduzidos drasticamente.
De acordo com o estudo de caso descrito, algumas vantagens foram encontradas ao se
digitalizar as subestações, tais como:
• O controle das subestações, por meio do processamento distribuído instalado nos
IED’s de controle e proteção não permite que ocorram desligamentos indesejáveis ou
mesmo a não atuação das proteções, mesmo com a possível perda de comunicação;
• A topologia de comunicação foi simplificada através da redução da quantidade de
fios e cabos na subestação para o envio de dados. Foi utilizada rede de fibra óptica e
adotado o protocolo IEC 61850, que aumentou a velocidade de 39,4 kbps para 100
Mbps, sem mencionar que as fibras são imunes as interferências eletromagnéticas tão
presentes no ambiente das SE’s;
• Redução de custos tanto do ponto de vista de instalação como de manutenção,
devido entre outros fatores, à redução do número de relés, à simplificação do projeto,
32
e como conseqüência, o aumento da confiabilidade do sistema de distribuição de
energia.
33
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Jardini, J.A. Sistemas digitais para automação da geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica. São Paulo, s.ed., 1996. 320 p.
[2] Paulino, M.E. de C. Testes de IED’s Baseados na IEC 61850. Disponível em:
<http://www.ceb5.cepel.br/arquivos/grupos_trabalho/WgB5.11/ReferêncasSobre61850/103_SBSE_
2006.pdf> Acessado em 06 mai. 2008.
[3] Gurjão, E.C. Aspectos de Comunicação da Norma IEC 61850. Disponível em:
<http://www.ceb5.cepel.br/arquivos/grupo_trabalho/WgB5.11/ReferênciasSobre61850/145_SBSE_
2006.pdf> Acessado em 06 mai. 2008
[4] Paredes, A.E.R.O. Integração de Sistemas de Supervisão, Proteção e Automação de
Subestações de Energia Elétrica. Disponível em: < http://200.131.186.194/phl/pdf/0031132.pdf>
Acessado em 02 out. 2008.
[5] Souza, F. Estudo e Projeto Elétrico Básico de uma Subestação. 2007. 134p. Monografia
(Graduação em Engenharia Elétrica) – Universidade Federal do Espírito Santo, Vitória, ES.
[6] Pereira, A.C. Automação de subestações e usinas – Estado da arte e tendências utilizando a
norma IEC 61850. VII Simpase Simpósio de Automação de Sistemas Elétricos – Salvador – BA,
Brasil, 2007.
[7] Sistema de Automação de Subestações de Energia Elétrica. Disponível em:
<http://www.eps.ufsc.br/disserta98/maia/cap2.htm> Acessado em 12 nov. 2008
[8] Siqueira, R.P. Protocolos abertos em sistemas de automação de energia: uma análise
comparativa entre o DNP 3.0, o IEC 60870-5-101 e o novo protocolo IEC 61850. VII Simpase
Simpósio de Automação de Sistemas Elétricos – Salvador – BA, Brasil, 2007.
[9] A DNP Protocol Primer - DNP3 Documentation Library, First Edition 2002-03
[10] IEC, part 1: Introduction and overview, First Edition 2004-03
[11] IEC, part 7-1: Basic communication structure for substation and feed equipments and
models, First Edition 2003-07
34
[12] IEC, part 6: Configuration description language for communication in electrical
substations related for IEDs, First Edition 2004-03
[13] Siemens PTD EA Brasil – Manual de Manutenção do Sistema V.01 – Cosmópolis -
Documentação do fabricante.
[14] Siemens. Proteção - Energy Automation – Documentação do fabricante. Disponível em:
<http://www.sel.eesc.usp.br/coloquio/material/Siemens_02.pdf> Acessado em 23 nov. 2008
[15] Kimura, S. Aplicação do IEC 61850 no mundo real – Projeto de modernização de 30
subestações elétricas. Disponível em: <http://www.selinc.com.br/art_tecnicos/IEC
61850_6308.pdf> Acessado em 23 nov. 2008
35
ANEXO 1 – TABELA ANSI
Nr Denominação
1 Elemento Principal
2 Função de partida/ fechamento temporizado
3 Função de verificação ou inter-bloqueio
4 Contator principal
5 Dispositivo de interrupção
6 Disjuntor de partida
7 Disjuntor de anodo
8 Dispositivo de desconexão da energia de controle
9 Dispositivo de reversão
10 Chave de seqüência das unidades
11 Reservada para futura aplicação
12 Dispositivo de sobrevelocidade
13 Dispositivo de rotação síncrona
14 Dispositivo de subvelocidade
15 Dispositivo de ajuste ou comparação de velocidade ou freqüência
16 Reservado para futura aplicação
17 Chave de derivação ou descarga
18 Dispositivo de aceleração ou desaceleração
19 Contator de transição partida-marcha
20 Válvula operada eletricamente
21 Relé de distância
22 Disjuntor equalizador
23 Dispositivo de controle de temperatura
24 Relé de sobre-excitação ou Volts por Hertz
25 Relé de verificação de Sincronismo ou Sincronização
36
26 Dispositivo térmico do equipamento
27 Relé de sub-tensão
28 Reservado para futura aplicação
29 Contator de isolamento
30 Relé anunciador
31 Dispositivo de excitação
32 Relé direcional de potência
33 Chave de posicionamento
34 Chave de seqüência operada por motor
35 Dispositivo para operação das escovas ou curto-circuitar anéis coletores
36 Dispositivo de polaridade
37 Relé de subcorrente ou sub-potência
38 Dispositivo de proteção de mancal
39 Reservado para futura aplicação
40 Relé de perda de excitação
41 Disjuntor ou chave de campo
42 Disjuntor/ chave de operação normal
43 Dispositivo de transferência manual
44 Relé de seqüência de partida
45 Reservado para futura aplicação
46 Relé de desbalanceamento de corrente de fase
47 Relé de seqüência de fase de tensão
48 Relé de seqüência incompleta/ partida longa
49 Relé térmico
50 Relé de sobrecorrente instantâneo
51 Relé de sobrecorrente temporizado
52 Disjuntor de corrente alternada
53 Relé para excitatriz ou gerador CC
37
54 Disjuntor para corrente contínua, alta velocidade.
55 Relé de fator de potência
56 Relé de aplicação de campo
57 Dispositivo de aterramento ou curto-circuito
58 Relé de falha de retificação
59 Relé de sobretensão
60 Relé de balanço de tensão/ queima de fusíveis
61 Relé de balanço de corrente
62 Relé temporizador
63 Relé de pressão de gás (Buchholz)
64 Relé de proteção de terra
65 Regulador
66 Relé de supervisão do número de partidas
67 Relé direcional de sobrecorrente
68 Relé de bloqueio por oscilação de potência
69 Dispositivo de controle permissivo
70 Reostato eletricamente operado
71 Dispositivo de detecção de nível
72 Disjuntor de corrente contínua
73 Contator de resistência de carga
74 Função de alarme
75 Mecanismo de mudança de posição
76 Relé de sobrecorrente CC
77 Transmissor de impulsos
78 Relé de medição de ângulo de fase/ proteção contra falta de sincronismo
79 Relé de religamento
80 Reservado para futura aplicação
81 Relé de sub/ sobrefrequência
38
82 Relé de religamento CC
83 Relé de seleção/ transferência automática
84 Mecanismo de operação
85 Relé receptor de sinal de telecomunicação
86 Relé auxiliar de bloqueio
87 Relé de proteção diferencial
88 Motor auxiliar ou motor gerador
89 Chave seccionadora
90 Dispositivo de regulação
91 Relé direcional de tensão
92 Relé direcional de tensão e potência
93 Contator de variação de campo
94 Relé de desligamento
95 a 99 Usado para aplicações específicas