Automatismo de Regulação de Tensão em Unidade Remota
de Teleacção
Mário Ferreira Vieira
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Júri
Presidente: Prof. Paulo José da Costa Branco
Orientador:
Prof. Pedro Alexandre Flores Correia
Vogais:
Prof. José Manuel Dias Ferreira de Jesus
Eng. João António da Silva Pissarro
Mário Ferreira Vieira
i
Agradecimentos
Este trabalho representa o culminar de vários anos de estudo, dedicação e empenho na concretização de um objectivo pessoal, pelo que, gostaria de agradecer a todas as pessoas que, directa ou indirectamente, contribuíram para este trabalho.
Começo por agradecer ao coordenador de curso Prof. Leonel Sousa, pela disponibilidade e facilidade demonstradas na resolução de problemas. Ao Prof. Pedro Flores, agradeço a oportunidade de realização desta tese, ajuda e conselhos práticos dados durante a sua execução.
Um agradecimento especial à empresa Siemens, nomeadamente ao grupo em que estive inserido, pelo apoio prestado e facilidade de integração que permitiram a realização deste trabalho nas melhores condições: ao Eng.º João Festas, pela ajuda no primeiro contacto com a empresa, ao Eng.º João Pissarro pelo seu acompanhamento no desenrolar do trabalho e ainda aos Eng.º Luís Santos, Joel Lopes e Jorge Peniche, pelas dúvidas esclarecidas sobre as Unidades de Automação.
À minha família e amigos agradeço por tudo aquilo de bom que representam, pela força, motivação e acima de tudo por acreditarem!
ii
Resumo
A tensão é uma grandeza de carácter local cuja regulação é efectuada ao longo de todo o sistema eléctrico, através de diferentes técnicas de acordo com o ponto da rede em questão.
Ao nível do transporte e distribuição são frequentemente utilizados transformadores de potência com regulação em carga que compensam variações de tensão que ocorrem ao longo da rede, alterando a relação de transformação por meio de um comutador instalado num dos enrolamentos – geralmente o de tensão mais elevada, ao qual corresponde a menor intensidade de corrente.
Os comutadores de tomadas são controlados pela função de “Regulação Automática de Tensão” que emite ordens baseadas na leitura das grandezas eléctricas aos terminais do transformador, permitindo assim a colocação em serviço da tomada mais adequada em cada instante.
O presente trabalho é referente ao desenvolvimento da função de “Regulação Automática de Tensão” num autómato da empresa Siemens, considerando os diversos factores que optimizam o seu resultado. Desde logo, a possibilidade de regulação de 5 transformadores em paralelo; a minimização das correntes de circulação que surgem neste tipo de exploração; a compensação da queda de tensão nas linhas ligadas ao barramento e, finalmente, a coordenação com o accionamento de baterias de condensadores.
Palavras-chave: Tensão, Transformadores de Potência, Comutadores de Tomadas, Regulação
Automática de Tensão.
iii
Abstract
Voltage is a local character greatness whose regulation is performed along all the system using different techniques according to the network point.
In the transportation and distribution are often used power transformers with tap changers, compensating voltage variations that occur throughout the system by changing the ratio of transformation with a switch installed in the windings - usually the higher voltage, corresponding to the lowest current intensity.
Tap switches are controlled by the function "Automatic Voltage Regulation" that create orders to the motor that controls the tap position, acording to the reading values on the terminals of the transformer, and thereby placing the correct tap in service.
This work is about the development of the function of "Automatic Voltage Regulation" in the Siemens automation unit, considering all the factors that optimize the output. Like the possibility of regulation 5 transformers in parallel, minimize the reactive currents that arise in this type of structure, consider the voltage drop in the lines connected to the bus and coordination with the function of capacitor batteries.
iv
Índice
Agradecimentos ... i Resumo ... ii Abstract ... iii Índice ... iv Lista de Figuras ... viLista de Tabelas ... vii
Lista de Abreviações ... ix
1. Introdução ... 1
1.1 Enquadramento ... 1
1.2 Objectivos ... 1
1.3 Estrutura da Dissertação ... 2
2. Estado de arte – Regulação de Tensão ... 3
2.1 Regulação de tensão nos Sistemas de Energia Eléctrica ... 3
2.2 Transformadores com comutação de tomadas ... 4
2.3 Função de “Regulação Automática de Tensão” ... 6
2.3.1 Regimes de funcionamento ... 7
2.3.2 Configuração da subestação ... 7
2.3.3 Comando de transformadores em paralelo ... 9
2.3.4 Compensação da queda de tensão na linha ... 14
2.3.5 Comando de baterias de condensadores ... 16
2.3.6 Funções de deslastre ... 17
2.3.7 Controlo da execução de ordens ... 17
2.3.8 Sinalizações ... 18 3. Unidade de Automação ... 19 3.1 Apresentação ... 19 3.2 Hardware ... 19 3.3 Software ... 21 3.3.1 Toolbox II ... 21
3.3.2 OPM II – Estrutura de um projecto ... 22
3.3.3 CAEx Plus ... 23
3.3.4 Norma IEC 61131-3... 23
4. Função de Regulação Automática de Tensão ... 25
4.1 Especificações ... 25
4.2 Algoritmo ... 26
4.3 Toolbox II – Configuração do projecto ... 29
4.3.1 Estrutura base ... 29
4.3.2 Hardware instalado... 29
4.3.3 Estrutura de variáveis exteriores ... 30
v
4.4 Programação da função ... 39
4.4.1 Atribuição de nomes ... 39
4.4.2 Instância “AVR” ... 39
4.4.3 Configuração da subestação ... 40
4.4.4 Recepção e verificação de medidas do exterior ... 43
4.4.5 Gestão de regulação em paralelo ... 49
4.4.6 Transformadores – Elaboração de ordens ... 53
4.4.7 Transformadores – Emissão e controlo de ordens ... 61
5. Testes funcionais ... 65
5.1 Características da simulação ... 65
5.1.1 Subestação ... 65
5.1.2 Linhas de saída ... 66
5.2 Testes Offline ... 67
5.2.1 Transformadores e comutadores de tomadas ... 67
5.2.2 Potência de carga ... 68
5.2.3 Parametrização do menu de configuração ... 68
5.2.4 Resultados ... 70
5.3 Testes Online ... 79
5.3.1 Lista de equipamento utilizado ... 79
5.3.2 Estrutura da montagem ... 79
5.3.3 Características da rede simulada ... 80
5.3.4 Parametrização da mala de ensaios ... 81
5.3.5 Parametrização do transdutor 7KG6000-8EBNN ... 82
5.3.6 Parametrização do menu de configuração ... 83
5.3.7 Descrição de ligações da régua de bornes ... 84
5.3.8 Descrição de ligações da protecção 7SJ63 ... 86
5.3.9 Cálculos auxiliares... 86 5.3.10 Resultados ... 87 6. Conclusões... 88 6.1 Observações finais ... 88 6.2 Propostas futuras ... 88 Anexos ... 90
Anexo 1 – Cálculo de correntes reactivas de circulação ... 90
Anexo 2 – Esquema de ligação de blocos ... 91
Anexo 3 – Verificação da simulação online ... 92
vi
Lista de Figuras
Figura 2.1 – Regulação de tensão nos sistemas de energia ... 3
Figura 2.2 – Comutador de tomadas para transformadores ... 4
Figura 2.3 – Transformador com regulação de tensão ... 5
Figura 2.4 – Intervenientes da regulação automática de tensão... 6
Figura 2.5 – Ligações numa subestação de distribuição ... 7
Figura 2.6 – Circuito equivalente da operação de transformadores em paralelo ... 9
Figura 2.7 – Queda de tensão na linha ... 14
Figura 2.8 – Esquema base do método “Centro de Carga” ... 15
Figura 3.1 – AK 1703 ACP – Rack com 9 slots... 19
Figura 3.2 – AK 1703 ACP - Instalação das cartas no rack ... 20
Figura 3.3 – Toolbox II – Estrutura de um projecto ... 22
Figura 4.1 – Fluxograma do funcionamento da função “AVR” ... 28
Figura 4.2 – ToolBox II – Estrutura de variáveis exteriores ... 30
Figura 4.3 – Atribuição de nomes aos parâmetros ... 39
Figura 4.4 – Configuração máxima das subestações ... 40
Figura 4.5 – Bloco “BLC1.1_STN” ... 41
Figura 4.6 – Bloco “BLC2.1_PWR” ... 43
Figura 4.7 – Bloco “BLC2.2_TAP” ... 47
Figura 4.8 – Bloco “BLC4.7_CIR” ... 47
Figura 4.9 – Bloco “BLC3.1_GRP” ... 49
Figura 4.10 – Bloco “BLC3.2_PRL” ... 51
Figura 4.11 – Elaboração de ordens ... 53
Figura 4.12 – Bloco “BLC_4.1_DVI” ... 54
Figura 4.14 – Característica do tempo inverso ... 57
Figura 4.13 – Bloco “BLC4.2_BDW” ... 57
Figura 4.15 – Bloco “BLC4.3_CPC” ... 59
Figura 4.16 – Bloco “BLC4.4_DES” ... 60
Figura 4.17 – Bloco “BLC4.5_ORD” ... 61
Figura 4.18 – Bloco “BLC4.6_VRF” ... 63
Figura 4.19– Comportamento do bloco “BLC4.6_VRF” ... 64
Figura 5.1 – Configuração da subestação a simular ... 65
Figura 5.2 – Diagrama de carga simulado ... 68
Figura 5.3 – Simulação do módulo base da função “AVR” ... 70
Figura 5.4 – Resultado da simulação da sub-função “Bloqueio por mínimo de tensão” ... 71
Figura 5.5 – Resultado da interacção com a função “Comando de bateria de condensadores” ... 73
Figura 5.6 – Resultado do teste da interacção com a função de “Deslastre por reposição de tensão” ... 74
Figura 5.7 – Resultados do teste da funcionalidade “LDC” ... 75
Figura 5.8 – Resultados do teste de regulação em paralelo ... 76
Figura 5.9 – Resultados do teste às sinalizações emitidas pela função ... 77
Figura 5.10 – Esquema da montagem simulada... 79
Figura 5.11 – Montagem laboratorial ... 80
Figura 5.12 – Ligação do transdutor 7KG6000 ... 82
vii
Figura 6.2 – Proposta da página de parametrização da função “AVR” ... 89
Figura 0.1 – Parametrização do ficheiro de cálculo ... 90
Figura 0.2 – Esquema de ligações da instância “AVR” ... 91
Figura 0.3 – Esquema de ligações do bloco “BLC4.0_TRF” ... 91
Lista de Tabelas
Tabela 2.1 – Regime de funcionamento na passagem para paralelo ... 8Tabela 2.2 – Regimes de funcionamento em paralelo ... 8
Tabela 2.3 – Lista de sinalizações emitidas pela função ... 18
Tabela 3.1 – AK 1703 ACP - Hardware ... 20
Tabela 3.2 – Ferramentas da ToolBox II ... 21
Tabela 3.3 – Tipo de dados na norma 61131 ... 24
Tabela 4.1 – Resumo das especificações da função “AVR” ... 25
Tabela 4.2 – Condições de arranque da função ... 26
Tabela 4.3 – Toolbox II – Estrutura funcional da função “AVR” ... 29
Tabela 4.4 – Estrutura de variáveis exteriores dos estados das ligações na subestação ... 31
Tabela 4.5 – Estrutura de variáveis exteriores relativas às medições nos transformadores ... 32
Tabela 4.6 – Estrutura de variáveis de parametrização dos transformadores ... 34
Tabela 4.7 – Lista de ordens enviadas/recebidas pelos transformadores ... 35
Tabela 4.8 – Lista de sinalizações dos transformadores ... 36
Tabela 4.9 – Estrutura de variáveis exteriores relativas às medições dos grupos de transformação ... 37
Tabela 4.10 – Estrutura de variáveis de parametrização dos grupos de transformação ... 37
Tabela 4.11 – Resumo do endereçamento de variáveis exteriores ... 38
Tabela 4.12 – Codificação das configurações dos transformadores... 41
Tabela 4.13 – Descrição de inputs do bloco “BLC1.1_STN” ... 42
Tabela 4.14 – Descrição de outputs do bloco “BLC1.1_STN” ... 42
Tabela 4.15 – Descrição de inputs do bloco “BLC2.1_PWR” ... 46
Tabela 4.16 – Descrição de outputs do bloco “BLC2.1 _PWR” ... 46
Tabela 4.17 – Descrição de inputs do bloco “BLC2.2_TAP ... 47
Tabela 4.18 – Descrição de outputs do bloco “BLC2.2_TAP” ... 47
Tabela 4.19 – Descrição dos inputs do bloco “BLC4.7_CIR” ... 48
Tabela 4.20 – Descrição dos outputs do bloco “BLC4.7 _CIR” ... 48
Tabela 4.21 – Descrição de inputs do bloco “BLC3.1_GRP” ... 50
Tabela 4.22 – Descrição de outputs do bloco “BLC3.1_GRP” ... 50
Tabela 4.23 – Descrição de inputs do bloco “BLC3.2_PRL” ... 52
Tabela 4.24 – Descrição dos inputs do bloco “BLC4.1_DVI” ... 56
Tabela 4.25 – Descrição dos outputs do bloco “BLC4.1_DVI” ... 56
Tabela 4.26 – Descrição dos inputs do bloco “BLC4.2_BDW” ... 58
Tabela 4.27 – Descrição dos outputs do bloco “BLC4.2_BDW”... 58
viii
Tabela 4.29 – Descrição dos outputs do bloco “BLC4.3_CPC” ... 59
Tabela 4.30 – Descrição dos inputs do bloco “BLC4.4_DES” ... 60
Tabela 4.31 – Descrição dos outputs do bloco “BLC4.4_DES” ... 60
Tabela 4.32 – Descrição dos inputs do bloco “BLC4.5_ORD” ... 62
Tabela 4.33 – Descrição dos outputs do bloco “BLC4.5_ORD” ... 63
Tabela 4.34 – Descrição dos inputs do bloco “BLC4.6_VRF” ... 64
Tabela 4.35 – Descrição dos outputs do bloco “BLC4.6_VRF” ... 64
Tabela 5.1 – Características das linhas simuladas ... 66
Tabela 5.2 – Características dos transformadores de potência ... 67
Tabela 5.3 – Parametrização da função "AVR" na simulação offline ... 69
Tabela 5.4 – Características dos transformadores de potência ... 80
Tabela 5.5 – Parametrização nominal da mala de ensaios ... 81
Tabela 5.6 – Configuração dos transdutores 7KG6000 ... 82
Tabela 5.7 – Configuração da função "AVR" para a simulação online ... 83
Tabela 5.8 – Ligações das cartas de entradas digitais nas réguas de bornes ... 84
Tabela 5.9 – Ligações da carta de entradas analógicas na régua de bornes ... 85
Tabela 5.10 – Descrição das ligações da carta de saídas digitais na régua de bornes ... 85
Tabela 5.11 – Ligações da 7SJ enquanto comutador de tomadas ... 86
Tabela 5.12 – Valores da simulação para transformadores em paralelo ... 87
ix
Lista de Abreviações
– Desvio da tensão
ACP - Automação, Controlo e Protecção
AVR – Automatic Voltage Regulator
AT – Alta Tensão
AU – Automation Unit
BMT – Bloqueio por mínimo de tensão
IEC – International Electrotechnical Commission
– Corrente complexa no secundário do transformador
– Corrente complexa de circulação entre o transformador x e transformador y
– Corrente complexa de carga IL – Instruction List
LDC - Line-Drop Compensation.
– Relação de transformação do transformador MT – Média Tensão
PLC – Programmable Logic Controller
QEE – Qualidade da Energia Eléctrica
– Resistência de parametrização do LDC
SEE – Sistema de Energia Eléctrica – Identificação do transformador x
– Módulo da tensão base/ tensão referência (valor eficaz)
– Tensão complexa no primário do transformador
′ – Tensão complexa à saída do transformador idealFigura 2.3 – Transformador com regulação de tensão
– Tensão complexa no secundário do transformador
– Reactância de parametrização do LDC
1
1. Introdução
1.1 Enquadramento
Os Sistemas de Energia Eléctrica em corrente alternada funcionam com frequência e tensão constantes. Esta característica implica a existência de métodos de controlo que permitam manter os valores nominais dentro de limites aceitáveis.
A tensão é uma grandeza de carácter local e a sua regulação é efectuada ao longo de todo o sistema, sendo por isso alvo de diferentes técnicas desde a produção ao consumidor final. Ao nível do transporte e distribuição são frequentemente utilizados transformadores de potência com regulação em carga, os quais compensam variações de tensão que ocorrem ao longo do sistema, alterando a relação de transformação por meio de um comutador instalado num dos enrolamentos – geralmente o de tensão mais elevada, ao qual corresponde a menor intensidade de corrente.
As ordens para o comutador de tomadas são geradas pela função de “Regulação Automática de Tensão”, presente nos autómatos na subestação. Os métodos de cálculo desta função diferem entre as diferentes marcas de autómatos disponíveis no mercado e são estudados no decorrer deste trabalho.
O funcionamento base da função compara permanentemente a tensão aos terminais do transformador com um valor de referência, emitindo uma ordem aos dispositivos de comando dos comutadores de tomadas se o desvio admissível for excedido durante um tempo pré-fixado, resultando assim, o aumento ou a diminuição do valor da tensão secundária.
O algoritmo da regulação automática deve considerar outros factores por forma a optimizar o seu resultado. Desde logo, a regulação em paralelo de transformadores de potência minimizando as correntes de circulação que surgem neste tipo de exploração, assim como deverá interagir com outros automatismos presentes na subestação, cuja actuação influencie o perfil da tensão a regular como o accionamento de baterias de condensadores ou funções de deslastre de carga.
1.2 Objectivos
Com a realização deste trabalho pretende-se desenvolver o software de regulação automática de tensão, necessário para que a unidade remota de teleacção da Siemens AK 1703 execute a função nas subestações de distribuição de energia.
As funcionalidades desenvolvidas deverão ter como base soluções de pesquisa no domínio da automação de energia apresentadas nos últimos anos, de forma a utilizar a solução mais robusta, numa perspectiva de optimização de desempenho da função.
A função desenvolvida deverá ser testada e os resultados obtidos validados através de testes realizados em laboratório, sendo que numa fase final o regulador deverá ser instalado num sistema de comando e controlo de uma subestação que esteja em construção.
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1.3 Estrutura da Dissertação
A dissertação é constituída por 6 capítulos.
No capítulo 1 é feito o enquadramento do trabalho e são apresentados os objectivos na realização do mesmo.
No capítulo 2 é feito o estudo sobre a temática da regulação automática de tensão, onde são descritos os principais componentes: o transformador com comutação de tomadas e a automação de regulação de tensão.
No capítulo 3 são apresentadas as principais características da solução de automação da Siemens – hardware e software – onde é desenvolvida a função de regulação automática, assim como o protocolo utilizado no desenvolvimento de novas funcionalidades de acordo com a norma IEC-61131-3.
O capítulo 4 descreve o processo de desenvolvimento da função. Começa-se por listar as funcionalidades exigidas e posteriormente são explicados os algoritmos criados para responder às especificações. Na última parte deste capitulo é feita uma descrição funcional dos blocos criados para a função de automação.
Os testes funcionais e resultados obtidos são apresentados no capítulo 5, sendo descritos os processos utilizados nos testes, através da validação de valores: em modo offline utilizando o simulador da ferramenta de desenvolvimento; e em funcionamento online com valores recebidos do exterior da função, simulados por uma estrutura de ensaios presentes no laboratório de testes.
No capítulo 6 são feitas as considerações finais deste trabalho e propostas novas funcionalidades que podem contribuir para o melhoramento e aperfeiçoamento da função criada.
3
2. Estado de arte – Regulação de Tensão
2.1 Regulação de tensão nos Sistemas de Energia Eléctrica
O Sistema de Energia Eléctrico é altamente dinâmico, e no espaço de um dia verificam-se alterações tanto pela inconstância da carga como, mais recentemente pela injecção de energia de forma descentralizada, proveniente de fontes eólica ou solar a horas não programadas. As perturbações referidas modificam o valor de tensão nos diferentes pontos da rede, sendo por isso necessário meios de regulação ao longo de todo o sistema energético no intuito de manter o seu valor dentro dos limites admissíveis.
A tensão é uma grandeza de carácter local que depende fortemente dos trânsitos de potência reactiva, logo o controlo de tensão/potência reactiva é efectuado quer central quer localmente desde a geração até aos consumidores finais. As exigências na sua regulação não são tão severas quanto as da frequência, sendo normalmente aceite uma banda de variação de ±5% do valor nominal.
Os métodos utilizados diferem de acordo com a zona da rede em questão, como representado na figura 2.1.
Figura 2.1 – Regulação de tensão nos sistemas de energia
A regulação de tensão na geração é feita através do controlo do sistema de excitação dos geradores síncronos, produzindo ou absorvendo potência reactiva de acordo com a corrente de excitação – quando sub-excitados, os geradores consomem potência reactiva e com o aumento da corrente de excitação aumenta a potência reactiva produzida.
Outra forma de controlo de tensão representada na figura prende-se com a injecção de
potência reactiva em locais estratégicos da rede, como é estudado no ponto 2.3.5 deste trabalho.
No caso limite, toda a energia reactiva deveria ser produzida localmente onde é consumida, para que o perfil da tensão ao longo da rede seja aproximadamente uniforme. Em termos práticos é possível injectar potência reactiva através da instalação de:
• Condensadores e bobines em paralelo; • Condensadores em série;
• Compensadores síncronos; • Compensadores estáticos.
Ao nível do transporte e da distribuição, a regulação de tensão é feita através de
transformadores com comutação de tomadas. Estes permitem compensar variações de tensão
4
aumentando ou diminuindo a tensão aos seus terminais, tal como aprofundado no ponto seguinte deste trabalho.
A variação da relação de transformação que o comutador de tomadas proporciona altera o fluxo de potência reactiva entre os subsistemas ligados ao transformador, o que acarreta uma modificação do perfil de tensão. Logo, numa rede malhada, é necessário coordenar o controlo dos comutadores de tomadas em todos os transformadores que interligam dois níveis de tensão.
As ordens para o comutador de tomadas dos transformadores são determinadas pela função de regulação automática de tensão, presente nos autómatos na subestação e assunto deste trabalho.
2.2 Transformadores com comutação de tomadas
O transformador é um dos componentes essenciais dos Sistemas de Energia Eléctrica, permitindo alterar a tensão de uma rede para o nível mais adequado à função que esta desempenha. Se este for dotado de um comutador de tomadas, como o que se encontra representado figura 2.2, pode ainda ser utilizado como regulador de tensão.
Figura 2.2 – Comutador de tomadas para transformadores
O comutador de tomadas permite variar a relação de transformação entre o primário e o secundário do transformador, alterando o número de espiras do enrolamento (equação 2.1 (1)). De maneira geral, este é instalado no lado da tensão mais elevada – o qual é percorrido pela corrente mais baixa. Em subestações de distribuição isso verifica-se no enrolamento primário, onde está ligada a alta tensão logo a alteração da relação de transformação permite regular a média tensão ligada ao secundário do transformador.
Onde:
• m – Relação de transformação;
• V1n – Tensão nominal do primário do transformador; • V2n – Tensão nominal do secundário do transformador;
• ∆V1 – Desvio de tensão causado pela alteração do número de espiras.
5
A comutação de tomadas pode ser em vazio ou em carga. Neste último caso, o comutador é accionado por um motor controlado automaticamente que mantém a tensão no barramento especificado dentro de limites definidos (uma vez que a variação da relação de transformação não é continua, não é possível regular a tensão para um valor exacto). Devido às condições a que está sujeito durante o seu funcionamento, o comutador em carga é um elemento dispendioso e do ponto de vista de fiabilidade constitui um ponto fraco do transformador.
Num transformador com regulação em vazio (caso dos transformadores de distribuição), a gama de regulação ∆v é tipicamente ±5% em escalões de 2,5 %. Por sua vez, os transformadores que têm regulação em carga (caso dos transformadores de rede), a gama de regulação é em geral ±10/15%, em escalões de 1%.
O transformador com regulação pode ser modelado de modo simplificado por um transformador ideal com relação de transformação m em série com a impedância de curto-circuito
Zcc, resultando o esquema monofásico equivalente, tal como apresentado na figura 2.3.
Figura 2.3 – Transformador com regulação de tensão a) Esquema unifilar
b) Esquema monofásico equivalente
Analisando o circuito da figura 2.3 b, obtêm-se as equações:
• V1 – Tensão complexa aos terminais do primário do transformador;
• V1‘– Tensão complexa à saída do transformador “ideal”.
A tensão à saída do transformador “ideal” é calculada pela equação 2.3
• V2 – Tensão complexa aos terminais do secundário do transformador;
• Zcc – Impedância de curto-circuito do transformador, vista do secundário;
• I2 – Corrente complexa à saída do transformador.
Combinando as equações anteriores é formulada a equação 2.4, que relaciona as tensões à entrada e saída do transformador
′ (2.2)
′ (2.3)
6
2.3 Função de “Regulação Automática de Tensão”
Os comutadores de tomadas dos transformadores de potência da subestação recebem ordens de subir ou descer da função de “Regulação Automática de Tensão” (AVR – Automatic Voltage
Regulator), a qual é executada a partir dos autómatos presentes na subestação. Esta função permite
calcular a tomada mais indicada em cada instante considerando os valores aos terminais do transformador que controla, assim como as funções em execução na subestação que podem alterar o perfil de tensão, tal como representado esquematicamente na figura 2.4.
Figura 2.4 – Intervenientes da regulação automática de tensão
A função compara permanentemente a tensão do barramento com um valor de referência pré-definido, calculando o desvio nesse instante. Se o desvio admissível for excedido durante o tempo parametrizado é emitida uma ordem de “subir” ou de “descer” aos dispositivos de comando dos comutadores de tomadas em serviço dos transformadores do barramento em questão.
O módulo base de cálculo apresentado previamente deve ainda considerar outras funções em execução na subestação e detectar alterações topológicas que influenciem o perfil da tensão a regular. Para além disso, a função é complementada com funcionalidades adicionais, assim como a emissão de sinalizações de acordo com a monitorização de parâmetros, descritas de seguida.
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2.3.1 Regimes de funcionamento
A função de regulação de tensão deverá apresentar obrigatoriamente dois regimes de funcionamento distintos (2):
• Manual – A acção de Regulação Automática de Tensão está inibida e é feito o comando voluntário do comutador de tomadas em serviço localmente ou remotamente.
• Automático – A acção de Regulação Automática de Tensão é permitida e o comando do comutador de tomadas pelo utilizador não é permitido.
Em última instância, estes regimes podem ser considerados como o interruptor desta função: permitem ligar ou desligar a emissão de ordens. Adicionalmente, a colocação da função em modo “manual” deverá atribuir ao automatismo os seus valores iniciais, funcionando desta forma como um “reset” da função.
2.3.2 Configuração da subestação
As subestações são dotadas de equipamento de protecção e corte – disjuntores e seccionadores – representados esquematicamente na figura 2.5, cujo accionamento pode alterar a capacidade de entregar energia num determinado barramento.
Figura 2.5 – Ligações numa subestação de distribuição
Estando em serviço, a subestação é sujeita à acção destes equipamentos devido à imprevisibilidade do SEE, pois estes respondem perante a ocorrência de curto circuito, solicitações de potência adicional ou até mesmo o excesso/falta de tensão ou corrente no sistema.
A função de regulação automática deve determinar continuamente a topologia da subestação a partir da base de dados representativa da posição dos diferentes órgãos dos painéis AT e MT do transformador e dos painéis MT de fecho ou paralelo de barras, reconhecendo os transformadores que estão ligados a cada um dos barramentos ou semibarramentos MT e, consequentemente, saber se estão em serviço, em funcionamento individual ou em paralelo.
A actuação da função é ao nível de cada um dos barramentos ou semibarramentos de média tensão da subestação, comandando os comutadores de tomadas em serviço dos transformadores ligados a esse barramento. Esta deve actuar simultaneamente nos transformadores ligados a barramentos separados, e nos transformadores ligados em paralelo de forma completamente independente.
8
A parametrização da função em funcionamento individual pode ser diferente em cada semibarramento. No entanto, se os barramentos forem interligados, deve ser garantida a mesma parametrização em todos os transformadores do grupo. Um caso particular de parametrização é o regime de funcionamento (“Manual”/”Automático”) que pode ser diferente em cada um dos barramentos. Porém, se dois barramentos em funcionamento individual apresentarem regimes de funcionamento diferentes e se for estabelecido o paralelo entre eles, o regime “Automático” prevalece sobre o regime “Manual” e passará a abranger todos os transformadores ligados ao barramento resultante da interligação, de acordo com a tabela 2.1.
Condições iniciais
(Comando individual)
Condições finais
(Comando em paralelo)
AVR 1 AVR 2 AVR 1 AVR 2
Manual Manual Manual Manual
Manual Automático Automático Automático
Automático Manual Automático Automático
Automático Automático Automático Automático
Tabela 2.1 – Regime de funcionamento na passagem para paralelo
Estabelecido o paralelo dos transformadores, a mudança do regime de funcionamento num deles deverá ser simultaneamente repercutido no outro, de acordo com a tabela 2.2.
Ordem voluntária a um dos reguladores de tensão
(Comando paralelo)
Condições finais (Comando paralelo)
AVR 1 AVR 2
Manual Manual Manual
Automático Automático Automático
Tabela 2.2 – Regimes de funcionamento em paralelo
Na rede de distribuição da EDP existem no máximo três transformadores a comandar em cada subestação e três barramentos cuja tensão deve ser regulada. Consequentemente, numa subestação com a configuração máxima prevista – três transformadores e três semi barramentos – deverá ser possível comandar três transformadores em paralelo se os semibarramentos estão todos interligados; ou o comando individual de cada um dos transformadores, caso os semibarramentos se encontrem separados.
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2.3.3 Comando de transformadores em paralelo
A operação de transformadores em paralelo é muito habitual em subestações de transporte e distribuição de energia, com mais relevância no desempenho da rede, devido à segurança, fiabilidade e robustez que introduzem no sistema, garantidas pelas seguintes características:
• Fornecimento ininterrupto de energia em caso de falhas de um dos transformadores; • Divisão da potência entre transformadores, não sobrecarregando nenhum deles; • Aumento da capacidade de entregar potência naquele ponto da rede;
Apesar das vantagens apresentadas, verifica-se que neste tipo de tipologia existe a formação de uma corrente de circulação entre transformadores, representada na figura 2.6 que, sob condições adversas, pode atingir valores que levam à saturação dos transformadores, diminuindo o seu rendimento.
Figura 2.6 – Circuito equivalente da operação de transformadores em paralelo
Correntes reactivas de circulação
As correntes de circulação surgem quando se verificam diferentes tensões aos terminais dos transformadores ligados em paralelo. Assumindo que estes transformadores são alimentados pela mesma tensão (igual tensão no primário) e recorrendo à manipulação da equação 2.4, vem:
Onde Tx corresponde à identificação do transformador do grupo de T1 a Tα.
Da análise da equação 2.5, concluiu-se que a diferença de tensões pode ser criada pela posição da tomada de cada transformador provocando diferentes relações de transformação ou
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simplesmente por estes apresentarem diferentes características construtivas, ou seja, diferentes impedâncias de curto-circuito.
Considerando agora as correntes de circulação, as correntes no secundário dos transformadores são calculadas pelas equações seguintes
Onde:
• I2Tx – Corrente total que circula no secundário do transformador Tx;
• IL
Tx – Corrente no secundário do transformador Tx devido à solicitação da carga;
• Icir
TxTy – Corrente de circulação entre os transformadores Tx e Ty.
As equações 2.6, 2.7 e 2.8 demonstram que neste exemplo o transformador 1 é adicionalmente carregado com todas as correntes de circulação, enquanto que todos os outros estão aliviados pelas correntes de circulação.
Por sua vez, a corrente total na carga é calculada através da equação 2.9
Substituindo as equações 2.6, 2.7 e 2.8 na equação da corrente da carga, resulta
Verifica-se que todas as correntes de circulação são eliminadas, sendo possível concluir que estas são independentes da corrente solicitada pela carga, obtendo-se
Feita esta consideração é possível calcular a amplitude e o ângulo das correntes de circulação, assumindo que os transformadores se encontram em vazio. Conhecendo as tensões aos terminais dos transformadores “ideais” definidos no capítulo 2.2, as suas impedâncias de curto-circuito Zcc e desprezando a impedância da ligação entre eles, a corrente de circulação calcula-se através da equação 2.12.
De maneira geral as impedâncias dos transformadores são fortemente indutivas e a parte activa pode ser desprezada, logo estas correntes são frequentemente chamadas correntes
reactivas de circulação. Acresce a este facto que os valores das impedâncias são habitualmente
baixos, por conseguinte resultam correntes de circulação bastante consideráveis, tal como demonstrado nos resultados do programa de cálculo das correntes perante a variação das relações de transformação apresentados no anexo 1.
! (2.6) ! (2.7) ! ! ! ! (2.8) " " " ! (2.9) (2.10) #$ (2.11) % % $ (2.12)
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Desequilíbrio de regulação entre transformadores
A exploração de transformadores em paralelo levanta outra questão em termos de regulação relacionada com o valor da tensão no barramento ser alterada parcialmente quando apenas um dos transformadores altera a sua relação de transformação (3).
Em termos práticos, se as impedâncias de curto-circuito de todos os transformadores são iguais e um dos transformadores apresenta uma diferença ∆Vx, a tensão no barramento é dada pela equação 2.13:
Onde:
• n – Representa o número de transformadores ligados em paralelo;
• ∆Vx – Diferença de tensão que o transformador x apresenta em relação aos restantes transformadores em paralelo;
Esta equação demonstra que para o caso de n=3, três transformadores ligados em paralelo, com a mesma impedância, a variação de tensão de um transformador afecta a tensão no barramento em apenas um terço, logo se a tensão dos transformadores com regulação mais alta for compensada pelos transformadores com as tomadas mais baixas a tensão será ajustada, no entanto irão circular correntes reactivas.
Métodos de regulação de transformadores em paralelo
As dificuldades para regular transformadores em paralelo apresentadas anteriormente representam um problema para os exploradores da rede e fornecedores de dispositivos de regulação automática (3),(4), existindo por isso vários estudos na área relativos à solução que minimize os impactos criados (5), (6). Por forma a conhecer o actual estado da tecnologia, apresentam-se de seguida as principais metodologias utilizadas pelos fabricantes e defendidas pelos investigadores desta matéria.
Procedimentos que só consideram a tensão
Nestes procedimentos a regulação é feita de forma a que todos os transformadores apresentem a mesma posição de tomadas. Este tipo de regulação representa a filosofia mais simples, na qual os cálculos das ordens para o comutador consideram apenas as tensões aos terminais de um dos transformadores e todos os outros recebem essas ordens.
Devido ao seu modo de funcionamento, este é indicado para transformadores com características idênticas. Caso as características sejam distintas é necessário adaptar os valores, de forma a que a posição seja equivalente à mesma tensão em circuito aberto. Em termos gerais para a obtenção de bons resultados de regulação com este método as características deverão diferir no máximo 10%.
• Master/Slave (Controlo Síncrono na alteração de tomada) – Nesta técnica um dos
controladores assume o papel de master, funcionando assim como controlador principal, enquanto que os outros reguladores limitam-se a seguir as ordens enviadas pelo master. O
12 master deve comparar continuamente a posição da sua tomada com a posição da tomadas dos slaves, se existir um desvio o master garante que os restantes alteram para a mesma posição
que este apresenta.
• Master/Follower (Automatic Synchronism) – Neste procedimento o slave é dotado de
alguma inteligência e consegue ler activamente a posição da tomada do master, conseguindo posicionar-se independentemente, copiando a posição do master. A regulação com este método permite ainda a introdução de um offset na posição das tomadas para que seja possível a sua utilização em transformadores com características diferentes.
Os métodos apresentados revelam-se bastantes práticos e de desenvolvimento intuitivo, mas não respondem aos problemas levantados neste capítulo relativamente às correntes de circulação. Nota-se ainda uma grande dependência na troca de informação entre transformadores, sendo por isso fundamental que estes métodos sejam dotados de sistemas de verificação e atribuição automática de um novo master, perante a avaria deste ou até uma falha de comunicação entre reguladores.
Procedimentos que consideram as correntes reactivas de circulação
Estes procedimentos consideram novas variáveis no sentido de minimizar as correntes reactivas de circulação através do ajustamento mais adequado de tomadas. A realização dos seus cálculos está dependente do conhecimento das correntes em dois pontos distintos:
• Saída dos transformadores de potência;
• Saída do barramento nos painéis de saída da subestação.
A medição da corrente reactiva no transformador não é suficiente, uma vez que esta também pode ter origem numa carga indutiva. No entanto, considerando os dois pontos da subestação, a proporção de corrente reactiva solicitada pela carga é matematicamente eliminada no processo (como verificado anteriormente na equação 2.10).
O valor da corrente entregue à carga pode ser determinado pela soma vectorial das correntes de todos os transformadores ou medido directamente no barramento de saída da subestação através de um transformador de corrente adicional neste ponto.
O conhecimento adicional da corrente permite calcular a potência aparente entregue pelo transformador e pelo grupo, assim como as suas componentes activas e reactivas, uma vez que já é possível determinar o desfasamento entre tensão e corrente e o respectivo factor de potência.
• ∆I sinδ procedure – Trata-se do procedimento mais simples no tratamento das correntes
de circulação, considerando que todos os transformadores têm características semelhantes e como tal a corrente de circulação é igual para todos os ramos.
O seu principio de funcionamento resulta da análise directa do circuito da figura 2.6, e dos resultados da equação 2.10, onde se verifica que as correntes de circulação são independentes da corrente solicitada pela carga.
A corrente reactiva de circulação em cada transformador é calculada dividindo a corrente reactiva entregue pelo grupo pelo número de transformadores, subtraindo este valor à corrente reactiva que passa em cada transformador de acordo com a equação 2.14.
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Onde:
IcirQTx – Corrente reactiva de circulação do transformador x;
I2QTx – Corrente reactiva no secundário do transformador x;
IQGx – Corrente reactiva entregue pelo grupo de transformação x;
• ∆I sin φ procedure – Este método é uma expansão do método anterior que considera as
diferentes características dos transformadores. O seu cálculo é baseado não só nas correntes reactivas do sistema, mas também nas potências que cada transformador entrega, permitindo assim determinar a corrente que passa em cada ramo de acordo com a equação 2.15.
Neste caso a corrente reactiva entregue pelo grupo é ponderada pelos diferentes transformadores de acordo com a potência que cada um entrega em cada instante e a potência entregue pelo grupo. Onde:
STx – Potência entregue pelo transformador x;
SGx – Potência entregue pelo grupo de transformadores.
• ∆I cos δ procedure – Nos procedimentos anteriores é necessário conhecer os valores
instantâneos dos diferentes transformadores, para efectuar os cálculos das diferentes correntes. No entanto, o sistema de energia elétrica é passível de falhas imprevisíveis, as quais podem limitar ou destruir a comunicação desses valores. Como tal, foi desenvolvido este método de cálculo, que permite fazer ou continuar a regulação dos transformadores quando a informação da restante rede não está disponível.
O procedimento é baseado na criação de um setpoint da rede onde o regulador está inserido. A criação do setpoint consiste na observação e registo da corrente reactiva no transformador e no barramento de saída quando a rede está a funcionar correctamente e em condições nominais.
Em caso de falha da rede a regulação é feita pela simples comparação do valor actual da corrente no transformador com o valor definido no setpoint, ou seja: se a corrente reactiva actual for superior, o transformador deverá descer; caso contrário o comutador deverá subir a tomada.
Os métodos previamente apresentados representam as principais formas de regulação utilizadas na actualidade. Verifica-se que aqueles que consideram as correntes de circulação são mais independentes e não necessitam de receber a posição de tomadas de cada comutador, efectuando os cálculos individualmente. No entanto, estes implicam a existência de mais componentes (TI’s), logo é necessário adequar o método utilizado às condições de cada instalação.
, , - ,. +0/ (2.14)
, , 1 ,. 2
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2.3.4 Compensação da queda de tensão na linha
As redes de transporte e distribuição extensas verificam quedas de tensão significativas ao longo das linhas, devido à sua impedância característica. A existência desta queda de tensão implica que o nível de tensão no barramento secundário da subestação não seja o mesmo no ponto de entrega da energia, ou seja, mesmo que a tensão esteja regulada na saída de subestação, isso não se verificará no ponto de consumo.
Em resposta a este problema, surge o LDC - Line-Drop Compensation (7), cujo principal objectivo é manter a tensão constante no consumidor e não no barramento secundário do transformador. O seu principio de funcionamento é baseado no circuito da figura 2.7, onde estão representadas as diferentes quedas de tensão do sistema a analisar.
Figura 2.7 – Queda de tensão na linha
A malha formada desde o barramento secundário do transformador até à carga, é traduzida pela equação 2.16, onde se verifica a influência da queda de tensão na linha.
O cálculo da queda de tensão na linha pode ser efectuado pela equação 2.17, onde se verifica que esta varia com o valor da corrente I à saída da subestação e com os parâmetros RL e XL – resistência e a reatância da linha.
Combinando as duas equações anteriores, resulta a equação 2.18 que representa o principio de funcionamento deste método, no qual o regulador considera um valor de tensão na saída da subestação superior para diminuir a variação da tensão no final da linha.
Um dos modos clássicos para ajustar os parâmetros do regulador para cada ponto de regulação denomina-se “Centro de Carga”. Este método entra em conta com os valores dos transformadores de corrente e de tensão que fornecem os valores para o regulador de acordo com a montagem típica apresentada na figura 2.8.
456789 (:' ';' (2.16)
(:' < (2.17)
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Figura 2.8 – Esquema base do método “Centro de Carga”
A montagem apresentada permite que o controlador ajuste a tomada de acordo com a tensão fornecida pelo transformador de tensão (TT) somando a tensão do circuito compensador de queda de linha. Para isso, o cálculo dos parâmetros é feito de acordo com as equações 2.19 e 2.20.
Onde:
• Rajuste → Ajuste do regulador para compensação resistiva [V];
• Xajuste → Ajuste do regulador para compensação reativa [V];
• In → Valor do secundário do transformador de corrente [A];
• rTT → Relação de transformação do transformador de tensão;
• rTI → Relação de transformação do transformador de corrente;
• RL → Resistência da linha até ao ponto de regulação [Ω];
• XL→ Reatância da linha para o ponto de regulação [Ω].
A utilização deste método levanta alguns problemas quando: na saída de subestação estão ligadas várias linhas com diferentes características; ou a carga está distribuída ao longo linha. Como a regulação é feita para um ponto concreto da rede, toda a rede a montante “vê” uma tensão superior enquanto que a jusante se verificam tensões inferiores.
Em tom conclusivo, o método de compensação da tensão na linha funciona perfeitamente para cargas distribuídas uniformemente ao longo da linha, com uma impedância também uniforme ou para uma carga no final da linha. Caso contrário, poderão surgir sobretensões nos consumidores mais próximos da subestação e subtensões para consumidores mais distantes.
'?64)5 -@@A 0 (2.19) '?64)5 -@@A 0 (2.20)
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2.3.5 Comando de baterias de condensadores
As baterias de condensadores permitem cancelar o excedente de potência reactiva solicitada pelas cargas indutivas ou outras cargas com baixo factor de potência, diminuindo assim a corrente e consequentemente as perdas nas linhas (PP=R*I2). Isto significa que a correcta aplicação de bancos de condensadores pode aumentar a eficiência do sistema e reduzir a queda de tensão. Porém o seu uso incorrecto pode significar maiores perdas e sobretensões.
A instalação pode ser efectuada em paralelo para compensar potência reactiva, elevando a tensão naquele ponto, ou em série passando a funcionar como um regulador de tensão automático comandado pela corrente, compensando a reatância da linha.
Existem dois tipos de baterias de condensadores disponíveis no mercado:
• Baterias de condensadores fixas – São dimensionados de acordo com a instalação, entregando constantemente a mesma potência, sendo por isso mais baratos;
• Baterias de condensadores chaveados – Apenas são colocados em serviço de acordo com a necessidade do sistema, implicando assim a existência de um software de controlo de ligação à rede.
Devido à diminuição dos custos das tecnologias, muitos sistemas utilizam baterias de condensadores com controlo automático cujas principais estratégias de despacho para controlo remoto de condensadores são:
• Realizado pelo operador; • Diário programado;
• Mediante medições na subestação;
• Combinação entre medições de variáveis na subestação e ao longo da linha;
Uma vez que a ligação das baterias de condensadores altera o perfil da tensão, esta deve ser considerada pela função de regulação automática de tensão. A EDP utiliza em algumas das subestações de distribuição a função “comando de baterias de condensadores” (8), logo deverá ser garantida uma interação entre as duas funções.
A função de regulação automática deverá permitir a diminuição da tensão de base uma percentagem pré-fixada e parametrizável, por ordem da função “comando de baterias de condensadores” no instante programado de ligação de uma bateria ao barramento em questão.
Perante este sinal, a função “regulação de tensão” deverá emitir ordens de descer até ao restabelecimento do equilíbrio entre a tensão medida e a nova tensão referência. Estabelecido o equilíbrio, a função “AVR” informará a função “comando de baterias de condensadores”, desencravando a emissão da ordem de fecho ao disjuntor da bateria e a tensão de base do barramento em questão deverá retomar o valor inicial.
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2.3.6 Funções de deslastre
A função de deslastre ocupa um papel primordial nas redes de energia, uma vez que permite responder a situações extremas que sujeitem a rede aos valores inadmissíveis referidos no ponto 2.1. A causa mais habitual que pode despertar esta função, prende-se com a geração insuficiente para servir a carga do sistema – saída não programada de um grupo ou central e as linhas de interligação não dispõem de capacidade de transporte suficiente – nestes casos a frequência experimenta uma redução sustentada no tempo e a partir de uma diminuição da ordem de 1 Hz, existe o risco de um apagão geral, sendo activadas as funções de deslastre.
O deslastre de carga é desencadeando automaticamente por relés, os quais desligam selectivamente blocos de consumidores, de forma a repor o equilíbrio entre a geração e o consumo, em duas situações distintas:
• Reposição por tensão – Para prevenir a passagem do valor máximo admissível da tensão, devido à diminuição da carga;
• Reposição por frequência – Quando o consumo é superior à produção.
A função de regulação automática de tensão deverá receber a informação quando os programas de deslastre são activados, para prevenir a passagem do valor máximo admissível da tensão, devido à diminuição da carga provocada pela acção dos respectivos programas de “deslastre”. Neste caso o regulador deverá dar ordem ao comutador para se colocar na tomada de referência, caso esta se encontre definida e o regulador esteja em modo “automático”.
Ao regressar a tensão a um barramento, após a execução do programa de deslastre por falta de tensão, a característica de “tempo-desvio” deve ser comutada para “tempo inverso” em relação ao barramento em questão. O retorno à característica “tempo independente” verificar-se-á quando a função “deslastre/reposição por tensão” voltar ao repouso.
Por sua vez, perante a acção do programa de “deslastre por mínimo de frequência” a característica de “tempo-desvio” deve ser comutada para “tempo inverso” em relação a todos os barramentos da subestação e o retorno à característica “tempo independente” verificar-se-á quando a função “deslastre/reposição por frequência” voltar ao repouso.
2.3.7 Controlo da execução de ordens
Após a emissão de uma ordem de subir ou de descer ao comutador de tomadas em serviço de um transformador, a função deverá verificar se alteração foi bem sucedida. Para isso, deverá ser disponibilizada a configuração de um tempo de espera depois da ordem ao comutador, correspondente à duração da mudança de tomada. Durante o tempo de comutação não deverão ser emitidas quais queres ordens, ficando a função num estado de standby. Findo o período de espera, a função deverá verificar qual a nova posição de tomada, garantindo assim que o comutador efectivamente mudou de tomada no sentido correcto.
Se a mudança de tomada não tiver sido correctamente efectuada, a função deverá ficar bloqueada para o transformador em questão, e será emitida a sinalização “avaria do dispositivo de comando do comutador de tomadas em serviço – ordem não cumprida” de acordo com a secção 2.3.8 deste documento.
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2.3.8 Sinalizações
A correcta execução da função de regulação automática está dependente de vários factores que deverão ser constantemente monitorizados. Alguns dos problemas que podem surgir durante o seu funcionamento apenas são resolvidos com a intervenção do responsável pela subestação. Logo, a função deve ser dotada de lógica que permita emitir ordens para um centro de comando, para que os operadores possam ser alertados.
Na tabela 2.3 estão listadas as diferentes sinalizações que a função deverá emitir e os respectivos significados dos diferentes estados (8).
Codificação Descrição Estado
SNL_001 Modo de funcionamento 0 – Manual (Default)
1 – Automático
SNL_002 Tensão de base reduzida x % [%]
SNL_003 Tensão de base reduzida com vista à ligação de baterias de condensadores 0 – OFF (Default) 1 – ON
SNL_004 Característica de tempo desvio
0 – Tempo independente (Default)
1 – Tempo inverso
SNL_005 Ordem de subir 0 – OFF (Default)
1 – ON
SNL_006 Ordem de descer 0 – OFF (Default)
1 – ON
SNL_007 Bloqueio por mínimo de tensão 0 – OFF (Default) 1 – ON
SNL_008 Excesso de circulação de potência reactiva entre transformadores em paralelo 0 – OFF (Default) 1 – ON
SNL_009 Máximo de tensão 0 – OFF (Default)
1 – ON
SNL_010 Topo inferior 0 – OFF (Default)
1 – ON
SNL_011 Topo superior 0 – OFF (Default)
1 – ON
SNL_012 Avaria do dispositivo de comando do comutador de tomadas em serviço - ordem não cumprida 0 – OFF (Default) 1 – ON
SNL_013 Alarme de corrente de circulação 0 – OFF (Default) 1 – ON
SNL_014 Disparo por corrente de circulação 0 – OFF (Default) 1 – ON
SNL_015 Tomada de referência 0 – Em serviço (Default)
1 – Fora de serviço
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3. Unidade de Automação
3.1 Apresentação
Os sistemas de protecção, monitorização e controlo tem assistido a uma grande evolução nos últimos anos, na qual os fiáveis e robustos dispositivos electromecânicos dão lugar a dispositivos electrónicos capazes de desempenhar várias funções simultaneamente e disponibilizar novas funcionalidades com a mesma fiabilidade apresentada pelos seus antecessores.
Assiste-se assim, a uma tendência de soluções integradoras que consigam representar todos os dados de um projecto na mesma plataforma, permitindo: optimização de recursos; maior organização e uma considerável redução de custos indirectos. Desta perspectiva, a função de regulação automática de tensão estudada neste trabalho é desenvolvida na solução de automação da Siemens AK 1703, da família de produtos de ACP - Automation, Control and Protection.
Figura 3.1 – AK 1703 ACP – Rack com 9 slots
Na figura anterior é apresentado o componente base do hardware desta solução – o rack de 9
slots - onde são montados os restantes componentes. A flexibilidade desta solução é conseguida
através do projecto da estrutura interna do rack, escolhendo as cartas a instalar, de acordo com as funções que esta irá desempenhar. Para além disso, é possível criar novas funcionalidades de automação através de software – como a desenvolvida neste trabalho – na ferramenta CAExPlus e gerir a sua execução na ferramenta OPM II.
3.2 Hardware
O dimensionamento do hardware do autómato AK 1703 começa na escolha do rack a utilizar, de acordo com as características da instalação e a quantidade de funcionalidades a executar. Existem 3 modelos disponíveis com 9,16 ou 17 slots para cartas e 2 ou 4 slots para alimentação, tal como representado na figura 3.2, onde ainda se representa a forma de ligação das diferentes cartas no interior do rack.
20
Figura 3.2 – AK 1703 ACP - Instalação das cartas no rack
A colocação das cartas no interior do rack tem apenas uma imposição relativa ao Master
Control Element, que ocupa sempre a primeira posição. Depois desta são colocados os restantes
módulos de acordo com a instalação em questão. Estes podem ser de diferentes tipos e são apresentados na tabela 3.1.
Elemento Posição Descrição
Master Control Element 1
Responsável pela gestão interna das diferentes cartas no interior do rack, constituindo a unidade de processamento central.
A carta é dotada de uma porta de comunicação série que permite a ligação com PC’s, de forma a carregar toda a informação do projecto,
inclusivamente o software desenvolvido.
Processing and Communication
Element Indiferente
Carta responsável pela gestão das comunicações em diferentes protocolos.
Indicada quando o autómato deve comunicar em diferentes protocolos e/ou existem ligações a diferentes dispositivos de comunicação (routers, switchs..).
Connection Boards Indiferente
Elemento que permite a ligação física com os dispositivos de comunicação.
Estas placas ligam-se na carta do Master Control
Element ou na carta do Processing and Communication Element.
Peripheral Elements Indiferente
Cartas que permitem a comunicação com dispositivos nas imediações do autómato.
Estas diferem pelo tipo de sinal que processam e a forma como o processam, a saber:
• Entradas analógicas; • Entradas digitais; • Saídas analógicas; • Saídas digitais.
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3.3 Software
3.3.1 Toolbox II
A componente de software da solução é a ferramenta Toolbox II, a qual é composta por diferentes aplicações que permitem realizar tarefas que vão desde: a gestão de equipamentos nas diferentes instalações; monitorização de variáveis; criação de novas funcionalidades de automatismo e respectiva distribuição para os diferentes módulos.
O facto de ter na sua base de dados todos os intervenientes do processo, permite criar novas funcionalidades e efectuar testes de acordo com a estrutura montada no local da instalação permitindo assim, que sejam corrigidos erros das automações antes das mesmas serem colocadas em produção.
A ferramenta Toolbox II é constituída por várias aplicações que desempenham diferentes funções. No entanto, apresentam-se na tabela 3.1 apenas aquelas que foram utilizadas na execução deste trabalho.
ToolBox II
OPM – Object Oriented
Process Data Manager
Ferramenta que permite a configuração inicial do projecto (secção 3.3.2):
• Definição do “Costumer” e “Plant”; • Caracteristicas da instalação;
• Configuração dos recursos disponíveis.
TOOLBOX II Preset
Aplicação de administração do projecto, através de: • Configurações de acesso;
• Definição de permissões dos utilizadores; • Reorganização da base de dados.
Data distribution center Aplicação de distribuição do projecto, através de:
• Depoyment de dados entre as diferentes unidades; • Criação e gestão de backups.
Plant Management Ferramenta de consulta directa à base de dados do ToolBox II, permitindo assim a organização dos diferentes “Costumer”,
“Plant” e “AU’s””.
CAEx Plus Criação e gestão de novas funcionalidades de automação
(secção 3.3.2)
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3.3.2 OPM II – Estrutura de um projecto
O funcionamento interno do ToolBox II é baseado numa estrutura hierárquica, na perspectiva de gestão de projecto, de forma a obter uma imagem o mais semelhante possível da instalação em causa. Isto exige uma configuração inicial dos vários parâmetros, representados na figura 3.3, efectuada na aplicação OPM II.
Figura 3.3 – Toolbox II – Estrutura de um projecto
Na figura anterior é apresentada uma estrutura fictícia, dos diferentes níveis de configuração da ferramenta, onde estão presentes os parâmetros fundamentais de configuração de qualquer projecto, são eles:
• Customer Project – Representa o cliente para o qual o projecto está a ser desenvolvido. È o topo da hierarquia desta estrutura e pode ter associado a ele diferentes locais de instalação. De sublinhar, que este é um dado fundamental sem o qual a aplicação não permite desenvolver qualquer funcionalidade.
• Process Technical Plant – Segundo nível da hierarquia e representa uma instalação do cliente anteriormente criado. Este é definido no início do projecto, após a criação de um
Costumer Project.
• System Technical Plant – Representa um sistema dentro do Process Technical Plant onde é possível definir e criar unidades de automação;
• Regions – Traduz as diferentes zonas presentes numa instalação como: geração; transformação; linhas de transporte com diferentes tensões.
• Automation Units (AU) – Autómatos instalados em cada region.
A configuração final da instalação passa por definir o hardware que cada AU tem instalado. Esta atribuição é feita de acordo com uma lista de componentes disponibilizada pela ferramenta
OPMII, onde constam todos os modelos disponíveis de processadores, placas de comunicação,
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3.3.3 CAEx Plus
O desenvolvimento de novas funcionalidades de automação para toda a gama de produtos 1703 ACP é feita na ferramenta CAEx Plus. Esta permite: criar; gerir; configurar; testar e documentar software de loops abertos e fechados de acordo com a norma internacional IEC 61131-3.
O funcionamento do CAEx Plus está dependente da configuração efectuada na ferramenta OPM II, uma vez que a criação de software é feita de acordo com as unidades de automação disponíveis e com lista de sinais exteriores definidos.
A programação nesta aplicação é feita através da orientação por objectos de acordo com a norma IEC 61131-3. Devido a este standard é disponibilizado em todos os projectos duas bibliotecas construídas de acordo com esta norma, onde constam blocos previamente desenvolvidos com as funções mais utilizadas.
Este método de desenvolvimento permite descrever unidades reais como: bombas; interruptores ou conjuntos maiores como geradores, através de blocos e utilizá-los como objectos definidos no processo de engenharia em qualquer parte do projecto. Este tipo de programação é especialmente útil quando a instalação consiste em múltiplas unidades primárias e equipamentos do mesmo tipo (transformadores, centrais hidroeléctricas, pipelines, etc.), permitindo ainda utilizar esses componentes em outros projectos através da exportação de dados.
A gestão de funções de automatismo e blocos criados é feita numa estrutura em árvore de acordo com a estrutura previamente criada na aplicação OPM II. O nível mais alto representa o
Process Technical Plant, apresentada no capítulo 3.3.2 e os respectivos níveis seguintes são
constituídos pelos diferentes resources definidos. Em cada um dos níveis, é possível a adição de subpastas onde é possível adicionar documentações, comentários e até blocos de funções que o projectista ache adequado.
3.3.4 Norma IEC 61131-3
A norma Internacional 61131-3 corresponde à terceira parte da norma 61131
,
cuja primeiraedição foi publicada em Dezembro de 1993 pela International Electrotechnical Commission (IEC), sendo posteriormente lançada a segunda e corrente edição em 2003. Esta introduz bases normalizadas de programação PLC (Programmable Logic Controller), resultante do crescimento de dispositivos de automação e da procura de melhoramentos do desempenho da micro-tecnologia.
As linguagens clássicas de programação usadas como: listas de instruções; diagrama em escada; ou diagramas de funções de bloco atingiram os limites das suas potencialidades verificando-se assim a necessidade de uma linguagem e conceitos normalizados, por forma a obter uma programação de alto nível e ferramentas de desenvolvimento uniforme.
Em termos de imposições, destaca-se o tipo de dados utilizados os quais estão apresentados na tabela 3.3 e a definição de linguagens de programação de texto e gráficas, apresentadas de seguida.
