Monitoramento remoto de transformadores de potência por meio dos protocolos Modbus e MQTT

(1)

Universidade Federal de Santa Catarina

Centro Tecnológico, de Ciências Exatas e Educação

Departamento de Engenharia de

Controle e Automação e Computação

Ricardo Weingartner Besser

Monitoramento remoto de transformadores de potência por

meio dos protocolos Modbus e MQTT

Blumenau

2020

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Ricardo Weingartner Besser

Monitoramento remoto de transformadores de

potência por meio dos protocolos Modbus e MQTT

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Universidade Fede-ral de Santa Catarina como parte dos requisitos necessários para a obtenção do Título de Engenheiro de Controle e Automação. Orientador: Prof. Dr. Ciro André Pitz

Universidade Federal de Santa Catarina Centro de Blumenau

Departamento de Engenharia de Controle e Automação e Computação

Blumenau

2020

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Ricardo Weingartner Besser

Monitoramento remoto de transformadores

de potência por meio dos protocolos

Modbus e MQTT

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Universidade Federal de Santa Catarina como requisito parcial para a ob-tenção do título de Engenheiro de Controle e Automação.

Comissão Examinadora

Prof. Dr. Ciro André Pitz

Universidade Federal de Santa Catarina Orientador

Prof. Dr. Adão Boava

Universidade Federal de Santa Catarina

Prof. Dr. Adriano Péres

Universidade Federal de Santa Catarina

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Dedico este trabalho a minha família, amigos e colegas que me apoiaram e auxiliaram durante a graduação.

(5)

Agradecimentos

Durante minha trajetória acadêmica me deparei com vários desafios dos quais, muitos deles, não foram de fácil resolução. Tais desafios surgiram em diferentes áreas, e agradeço a todos que me ajudaram a resolvê-los.

Agradeço à minha família por sempre me apoiar na decisão de realizar a graduação, especialmente aos meus pais que me forneceram a educação e o conhecimento necessário para conseguir chegar até aqui, além de todo carinho ao longo desse tempo. Agradeço também aos meus amigos fora do contexto acadêmico, dos quais pude contar em diversos momentos.

Dentro da universidade conheci vários colegas com os quais pude trabalhar e aprender junto. Muitos desses viraram amigos, de forma que agradeço não só pelo aprendizado mas também pelos bons e divertidos momentos que passamos juntos. Com certeza lembrare-mos para o resto da vida a forma que o cansaço criava situações peculiares e engraçadas. Agradeço ao meu orientador Ciro André Pitz, o qual me guiou no roteiro e execução deste trabalho e me auxiliou nos pontos que precisavam ser corrigidos. Sem tal ajuda não seria possível concluir da maneira que foi feito.

Por fim, agradeço aos meus colegas de todas as unidades da WEG que me ajudaram a desenvolver o projeto, tanto com o fornecimento de manuais como dicas. Agradeço também a empresa WEG por disponibilizar os instrumentos necessários para confecção do protótipo e por acreditar que seria capaz de fazê-lo

(6)

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(7)

Resumo

Este trabalho de conclusão de curso descreve a implementação de um sistema de monitoramento para transformadores de potência, desenvolvido para a empresa WEG Transmissão e Distribuição. Na primeira etapa do trabalho, é apresentado o funciona-mento teórico de transformadores e sua importância na sociedade moderna. Com base na teoria, as grandezas de interesse são definidas e os requisitos do sistema são estabelecidos. O desenvolvimento do sistema é apresentado na segunda etapa do trabalho, detalhando os elementos de hardware, software e de comunicação necessários para o funcionamento do sistema de monitoramento. Por fim, o sistema proposto é avaliado através de uma plataforma de monitoramento online, a qual foi desenvolvida ao longo do projeto.

Palavras-Chave: 1. Monitoramento Online. 2. Transformadores. 3. Indústria 4.0.

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Abstract

This undergraduate thesis describes the implementation of a monitoring system for power transformers, developed for the company WEG Transmissão e Distribuição. In the first stage of the work, the theoretical functioning of transformers and their impor-tance in modern society is presented. Based on the theory, the quantities of interest are defined and the system requirements are established. The development of the system is presented in the second stage of the work, detailing the elements of hardware, software and communication necessary for the functioning of the monitoring system. Finally, the proposed system is evaluated through an online monitoring platform, which was devel-oped throughout the project.

Keywords: 1. Online Monitoring. 2. Transformers. 3. Industry 4.0. 4.Modbus

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Lista de figuras

Figura 1 – Circuitos elétrico e magnético de um transformador genérico. . . 19 Figura 2 – Fluxo de óleo no interior de um transformador, trocando calor com o

ambiente. . . 20 Figura 3 – Variáveis de interesse para monitoramento de um transformador a óleo. 22 Figura 4 – Variáveis de interesse para monitoramento de um transformador a seco. 23 Figura 5 – Diagrama polar das potências ativa e reativa informadas pelo

multime-didor MMW03. . . 24 Figura 6 – Modelo de requisição e execução de um comando via protocolo Modbus,

onde o cliente é o mestre e o servidor é o escravo. . . 28 Figura 7 – Modelo genérico de rede Modbus, com um único mestre (cliente) e

vários escravos (servidor). . . 29 Figura 8 – PDU e ADU de uma mensagem dentro do protocolo Modbus. . . 29 Figura 9 – Funções de operação do protocolo Modbus. . . 31 Figura 10 – Exemplo de PDU de uma requisição de leitura de Holding Registers. . . 31 Figura 11 – Tabela ASCII, utilizada como referência para a comunicação via

Mod-bus ASCII. . . 33 Figura 12 – Diagrama com exemplo de publicação e subscrição pelo protocolo MQTT. 36 Figura 13 – Diagrama da solução com os componentes utilizados. . . 37 Figura 14 – Parte traseira do multimedidor MMW03-CH. . . 39 Figura 15 – Formas de aferição da tensão de acordo com a ligação desejada. . . 40 Figura 16 – Ligação física dos terminais de tensão e corrente da chave de aferição

para o MMW03. . . 40 Figura 17 – Inserção dos terminais de corrente no MMW03 após passar pela chave

de aferição. . . 41 Figura 18 – Configuração da interface física RS485. . . 43 Figura 19 – Curva de variação da resistência de acordo com a temperatura de um

PT100. . . 44 Figura 20 – Tabela de variação da resistência de acordo com a temperatura de um

PT100. . . 45 Figura 21 – Bloco de requisição de leitura via Modbus, disponibilizado pelo software

WPS. . . 46 Figura 22 – Configuração do tipo de variável que receberá os dados crus do MMW03. 47 Figura 23 – Configuração da interface RS485, devendo ser a mesma do MWW03. . 47 Figura 24 – Módulo IOE-02 para leitura e interpretação de PT100. . . 48 Figura 25 – Diagrama Ladder para leitura de PT100. . . 48

(10)

Figura 26 – Tradução das variáveis UINT16 do MMw03 para valor real. . . 49

Figura 27 – Tipo de variável “REAL” configurada para receber o valor transformado. 50 Figura 28 – Configuração do IP do CLP para uma faixa de rede na LAN. . . 51

Figura 29 – Configuração de abertura da porta 502 do protocolo TCP, reservada para o protocolo Modbus. . . 51

Figura 30 – Requisição de leitura do CLP via protocolo Modbus TCP através da plataforma online. . . 54

Figura 31 – Exemplo de configuração de requisição de leitura dos registradores hol-ding 8000 e 8001, que contém a tensão da fase 1. . . . 55

Figura 32 – Estrutura de dados lidos, na plataforma, através da requisição de leitura. 56 Figura 33 – Atribuição dos valores lidos ao dispositivo virtual criado na plataforma, persistindo os dados no banco de dados. . . 56

Figura 34 – Conexão do CLP na rede local que se encontra o computador. . . 58

Figura 35 – Conexão do computador na mesma faixa de IP do CLP. . . 58

Figura 36 – Leitura da tensão e distorção harmônica de tensão de uma das tomadas da sala de desenvolvimento. . . 59

Figura 37 – Configuração do IP alvo no software Multicom 3000. . . 60

Figura 38 – Leitura dos registradores do CLP através do Multicom 3000. . . 61

Figura 39 – Transformador que recebeu a solução de monitoramento online. . . 62

Figura 40 – Dados históricos e instantâneos das correntes de fase do transformador. 63 Figura 41 – Dados históricos e instantâneos da temperatura do topo de óleo e da temperatura ambiente. . . 65

Figura 42 – Sobreposição dos gráficos de temperatura e carga, com objetivo de cor-relacionar visualmente. . . 67

(11)

Lista de tabelas

Tabela 1 – Tipos de dados transmitidos através do protocolo Modbus . . . 30 Tabela 2 – Tamanho dos bytes do MBAP no protocolo Modbus TCP . . . 34

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Lista de Siglas e Abreviaturas

UFSC Universidade Federal de Santa Catarina

RTU Remote Terminal Unit

RS485 Padrão RS-485

IHM Interface Homem-Máquina

TCP Transmission Control Protocol

RMS Root Mean Square

TC Transformador de Corrente TP Transformador de Potencial

AC Corrente Alternada

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica MQTT Message Queue Telemetry Transport

PDU Protocol Data Unit

ADU Application Data Unit MBAP Modbus Application Protocol RS485 Recommendad Standart-485 RS232 Recommendad Standart-232 CRC Cyclic Redundancy Check

ASCII American Standard Code for Information Interchange RTD Resistance Temperature Detector

WTD WEG Transmissão e Distribuição

IoT Internet od Things

JSON Javascript Object Notation CLP Controlador Lógico Programável

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Sumário

1 INTRODUÇÃO . . . . 14 1.1 Objetivos . . . . 15 1.2 Metodologia . . . . 15 1.3 Organização do trabalho . . . 16 2 MONITORAMENTO DE TRANSFORMADORES . . . . 17

2.1 Princípio de funcionamento e tipos de transformadores . . . . 17

2.1.1 Função do transformador na transmissão de energia . . . . 17

2.1.2 Funcionamento de um transformador . . . 18

2.1.3 Tipos de transformadores . . . . 20

2.1.3.1 Transformadores a óleo . . . 20

2.1.3.2 Transformadores a seco . . . 20

2.1.3.3 Transformadores para instrumentação . . . 21

2.2 Grandezas de interesse . . . 21 2.2.1 Grandezas elétricas . . . 23 2.2.1.1 Tensão . . . 23 2.2.1.2 Corrente . . . 24 2.2.1.3 Potência aparente . . . 24 2.2.1.4 Potência ativa . . . 25 2.2.1.5 Potência reativa . . . 25 2.2.1.6 Carga percentual . . . 25 2.2.1.7 Fator de potência . . . 25

2.2.1.8 Distorção harmônica de corrente. . . 26

2.2.1.9 Distorção harmônica de tensão . . . 26

2.2.2 Grandezas térmicas . . . . 26

2.2.2.1 Transformadores a óleo . . . 26

2.2.2.2 Transformadores a seco . . . 27

2.3 Sistemas de comunicação para monitoramento remoto . . . . . 27

2.3.1 Protocolo Modbus . . . . 28

2.3.1.1 Modelo de dados e funções de operação . . . 30

2.3.1.2 Modbus RTU . . . 32

2.3.1.3 Modbus ASCII . . . 32

2.3.1.4 Modbus TCP . . . 33

2.3.2 Protocolo Modbus em instrumentos de transformadores . . . 34

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3 DESENVOLVIMENTO DO SISTEMA DE MONITORAMENTO 37

3.1 Esquema geral da solução . . . . 37

3.2 Multimedidor . . . . 38

3.2.1 Instalação da alimentação elétrica . . . 38

3.2.2 Instalação dos sinais de tensão . . . . 39

3.2.3 Instalação dos sinais de corrente . . . 41

3.2.4 Configuração da rede Modbus RTU . . . . 42

3.3 Sensor de temperatura . . . 43

3.3.1 Descrição do PT-100 . . . . 43

3.3.2 Cálculos no CLP . . . . 45

3.4 Configuração do CLP . . . . 45

3.4.1 Leitura do multimedidor usando Modbus RTU . . . . 45

3.4.2 Leitura dos PT100 . . . . 47

3.4.3 Configuração Modbus TCP - CLP como servidor . . . . 49

3.4.3.1 Gravação das variáveis em endereços Modbus . . . 49

3.4.3.2 Configuração do endereço IP . . . 50

3.5 Gateway . . . 51

3.5.1 Configuração da Comunicação via MQTT . . . 51

3.5.1.1 Instalação do Docker. . . 52

3.5.1.2 Configuração do Docker . . . 52

3.5.2 Requisição de leitura dos dados via plataforma . . . . 53

4 RESULTADOS . . . . 57

4.1 Leitura do MMW03 Por Meio do CLP . . . . 57

4.1.1 Verificando os dados apresentados no WPS . . . 57

4.1.2 Verificando a Memória do CLP no Computador . . . . 59

4.2 Leitura dos dados na plataforma online . . . . 61

4.2.1 Descrição do transformador da solução . . . . 61

4.2.2 Requisição dos dados . . . . 62

4.3 Análise dos dados recebidos . . . . 65

4.3.1 Análise dos gráficos de tensão . . . . 65

4.3.2 Análise dos gráficos de corrente . . . . 66

4.3.3 Análise dos gráficos de temperatura . . . . 66

4.3.4 Comparação entre corrente e temperatura . . . . 66

5 CONCLUSÕES . . . . 68

(15)

14

1 Introdução

Dentro do contexto da utilização da eletricidade, é possível constatar que o uso de potência e o consumo de energia elétrica aumentaram consideravelmente no último século [1]. Esse comportamento não foge do esperado, tendo em vista o aumento populacional, maior consumo de bens e da ampliação do poder industrial. Garantir a distribuição da energia elétrica é, portanto, fundamental para manter a estrutura mencionada. Nessa última etapa citada, surge a necessidade da utilização de transformadores de tensão. Tais dispositivos são responsáveis por reduzir a tensão das linhas de alta tensão e transformar em tensões utilizáveis pelos consumidores, assim como elevar a tensão para realizar a transmissão a longas distâncias evitando perdas por aquecimento das linhas.

Diferentemente dos transformadores de distribuição, que são os equipamentos encon-trados nas ruas, os transformadores de potência, ou força, são utilizados em subestações de energia, fábricas ou grandes condomínios. Visto que os transformadores de potência de grande porte são um dos componentes mais caros e críticos de um sistema de trans-missão e distribuição [2], surge a necessidade de inserir sistemas de monitoramento de características térmicas e elétricas do dispositivo.

Originalmente, os instrumentos de medição das variáveis térmicas e elétricas do trans-formador foram desenvolvidos para aferição local do operador. Com o avanço das tecno-logias na área de redes de computadores e telecomunicações, surgiu a demanda de um monitoramento remoto desses equipamentos. Para que isso ocorra, contudo, é necessário estabelecer um protocolo de comunicação. Criado em 1979, o protocolo de comunicação Modbus é um dos mais difundidos no meio industrial, podendo ser aplicado no monitora-mento de transformadores. Por meio de uma interface física formada por pares de cabos condutores, a versão Modbus RTU (Remote Terminal Unit) comunica mestre e escravos de uma rede. O mestre da rede faz a requisição de uma informação ou tarefa e o escravo designado responde.

A utilização de uma rede Modbus permitiu o aumento da distância em que o operador ou técnico pode observar os dispositivos. Em comparação ao método anterior, no qual o observador necessitava se locomover até o local de instalação dos instrumentos, o alcance dos dados aumentou em até 1200 metros. Essa distância é a média máxima em que o meio físico RS485, formado por pares de fios condutores e utilizado na comunicação Modbus RTU, permite alcançar sem haver perdas frequentes de dados. Inicialmente, era necessário uma tela atrelada ao dispositivo mestre para que as informações fossem apresentadas ou comandos enviados. Essa função é denominada de interface homem máquina (IHM). As IHMs originais localizavam-se num local pré-designado dentro do raio de alcance da camada física RS485.

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Capítulo 1. Introdução 15

Após maiores avanços na área de telecomunicações, surgiu-se o aprimoramento do protocolo Modbus chamado Modbus TCP (Transmission Control Protocol). Essa nova versão permite a conversa entre os protocolos Modbus e TCP por meio da porta 502 do protocolo TCP. Tal ferramenta permite visualizar dados e enviar comandos para um dispositivo a partir de qualquer local com acesso a internet. A funcionalidade citada será utilizada para desenvolver esse trabalho, de forma que os protocolos Modbus RTU, e Modbus TCP sejam utilizados em instrumentos de medição de transformadores.

O sistema de monitoramento remoto proposto e desenvolvido neste trabalho informará as principais características elétricas de transformadores de potência, apresentando os dados numa plataforma online. Além disso, características térmicas como temperaturas ambiente e interna serão apresentadas.

1.1 Objetivos

Por conta da necessidade de implementar monitoramento remoto de transformadores de potência, a empresa WEG Transmissão e Distribuição solicitou o desenvolvimento de uma plataforma online que disponibilize dados térmicos e elétricos dos transformadores. A execução dessa requisição descreve o objetivo geral desse trabalho. Para ser possível atingir o objetivo principal, este trabalho tem como objetivos secundários a resolução e estudo dos seguintes pontos abaixo:

• Conexão e aferição local de sensores térmicos e elétricos.

• Comunicação dos sensores com o mestre na rede Modbus RTU local.

• Conexão do mestre com um gateway, o qual enviará dados para uma plataforma online remota.

• Tratamento dos dados na plataforma online.

• Criação de dashboards para a visualização dos dados.

1.2 Metodologia

Para desenvolver este trabalho será feito o uso de pesquisa bibliográfica. O foco prin-cipal da pesquisa se refere à documentação e manuais dos dispositivos utilizados no protó-tipo. A pesquisa bibliográfica também abrangerá materiais referentes ao funcionamento e monitoramento de transformadores, assim como o gerenciamento e utilização de pro-tocolos de redes de comunicação. A pesquisa experimental também será aplicada, tendo em vista a necessidade de realizar testes e análises de dados, assim como a manipulação de dados de acordo com a formatação do protocolo de comunicação utilizado. Tais dados

(17)

Capítulo 1. Introdução 16

descritos referem-se às características térmicas e elétricas dos transformadores e serão ob-tidos a partir de sensores e medidores específicos, ao longo do tempo, num transformador selecionado.

1.3 Organização do trabalho

Este trabalho será dividido em capítulos nos quais cada etapa do desenvolvimento e validação será abordada. O capítulo atual contém a introdução do tema, onde é possível contextualizar a respeito do que será desenvolvido. O Capítulo 2 apresenta a fundamen-tação teórica necessária para que o sistema de monitoramento de transformadores fosse desenvolvido. O desenvolvimento do protótipo em si pode ser encontrado no Capítulo 3. Para validar o trabalho, os resultados são analisados no Capítulo 4. Por fim, o Capítulo 5 apresenta a conclusão por trás do desenvolvimento deste trabalho.

(18)

17

2 Monitoramento de

transformado-res

Os transformadores têm um papel vital na transmissão e distribuição de energia elé-trica. Por esse motivo, torna-se cada vez mais importante realizar o monitoramento desses equipamentos visando segurança e durabilidade dos sistemas. Essa necessidade potencializou-se com o aumento da capacidade de carga dos transformadores, juntamente com o desenvolvimento de pesquisas em indústrias digitais chamadas de Indústrias 4.0.

2.1 Princípio de funcionamento e tipos de

transfor-madores

Esta seção tem o objetivo de contextualizar sobre o funcionamento de um transforma-dor, de forma a justificar seu monitoramento.

2.1.1 Função do transformador na transmissão de energia

A análise de importância da utilização de um transformador inicia-se na geração de energia. Independente da forma que a energia é gerada, é necessário transmiti-la para os consumidores, sendo esses de cunho residencial, comercial ou industrial. A partir da década de 1890, tornou-se predominante o uso de corrente alternada para distribuir energia elétrica [3], forma que exige e permite o funcionamento dos transformadores.

Um transformador, após a geração e tratamento da energia elétrica na forma de uma onda senoidal de tensão com frequência e amplitude controladas, tem a função de elevar tal amplitude. O objetivo da elevação de tensão, e consequente redução de corrente, é reduzir as perdas por aquecimento nos cabos de transmissão e viabilizar este processo.

Idealmente, um transformador mantém a mesma potência elétrica entre as regiões de baixa e alta tensão [4]. Dessa forma, é possível estabelecer a relação

Pbt = Pat (2.1)

onde Pbt é a potência na baixa tensão e Pat é a potência na alta tensão. Numa situação prática ocorrem perdas nos enrolamentos e no núcleo do transformador, porém a eficiência dos equipamentos é alta o suficiente, com média de 98,7% em plena carga [5], para realizar esta análise.

(19)

Capítulo 2. Monitoramento de transformadores 18

A relação entre potência aparente, tensão e corrente, em seus valores eficazes ou RMS (Root Mean Square), é dada por 2.2 [6]

S = V I (2.2)

onde S é a potência aparente do transformador, I é a corrente e V é a tensão. Aplicando a Equação (2.2) na Equação (2.1), mantendo os índices at para alta tensão e bt para baixa tensão, obtém-se:

IbtVbt = IatVat. (2.3)

Isolando-se a corrente da alta tensão na Equação (2.4), obtém-se a seguir a equação que justifica o uso de transformadores em transmissão de energia:

Iat = Ibt Vbt Vat

. (2.4)

Uma vez que é considerada a elevação da tensão, a razão de Vbt sobre Vat será menor que 1. Assim sendo, a corrente da alta tensão será menor que a corrente da baixa tensão.

Sabendo-se que a corrente nos cabos de alta tensão será menor, é possível calcular as perdas por aquecimento chamada de efeito Joule [7]. A equação que determina a potência perdida no aquecimento dos fios é dada pela equação seguinte:

PQ = RI2. (2.5)

Na Equação (2.5), PQ representa o taxa de calor dissipada, R denota a resistência elé-trica do fio e I representa a corrente. Visto que a potência dissipada em calor aumenta com o quadrado da corrente, utilizar tensões maiores e correntes menores reduz a perda de energia para o efeito Joule sem a necessidade de aumentar o diâmetro da fiação de transmissão.

2.1.2 Funcionamento de um transformador

A descrição elétrica de um transformador é baseada no conjunto de quatro equações de Maxwell, as quais definem o comportamento elétrico de qualquer dispositivo. A equação chamada de Lei de Ampére Corrigida, ou Lei de Ampére-Maxwell, permite aferir que um campo magnético é gerado quando existe uma corrente elétrica ou a variação de um campo elétrico. A equação chamada Lei de Faraday define que um campo elétrico variante é gerado quando existe a variação de um campo magnético. O uso dessas leis permite gerar um campo magnético variável por meio de correntes elétricas alternadas e, com esse campo, gerar uma nova corrente alternada com magnitude diferente [8]. Para otimizar tal processo são utilizadas bobinas compostas por enrolamentos de fios condutores que permitem a repetição de geração de um campo magnético numa região.

(20)

O campo magnético pode ser conduzido através de núcleos de materiais com perme-abilidades magnéticas elevadas, criando-se os circuitos magnéticos. Assim, conduzindo o campo para uma segunda bobina, conforme ilustrado na Figura 1, é obtido pela Lei de Faraday que a força eletromotriz, responsável por gerar a tensão nas cargas conectadas aos terminais da segunda bobina, é dada pela seguinte equação [4]:

 = −NdφB

dt (2.6)

com φB representando o fluxo magnético.

Figura 1 – Circuitos elétrico e magnético de um transformador genérico. Fonte: Autor

Como o campo magnético se conserva no núcleo de um transformador ideal, a variação temporal de φB será igual nos enrolamentos da alta tensão e da baixa tensão. Baseando-se que o campo é igual e utilizando a Equação (2.6) para ambas as bobinas, conclui-se que

at −Nat

= bt −Nbt

(2.7) Considerando a força eletromotriz como a tensão nas extremidades do enrolamento, é possível obter a equação fundamental dos transformadores como segue:

Vbt = Vat Nbt

Nat. (2.8)

A Equação (2.8) mostra que a tensão na baixa tensão é igual a tensão na alta tensão multiplicada pela razão entre o número de espiras usadas nos lados de baixa e alta tensão do transformador.

As demonstrações feitas nesta seção mostram a importância de se ter o conhecimento da tensão do transformador, assim como a corrente nos enrolamentos. Monitorar tais variáveis garante a funcionalidade do equipamento.

(21)

2.1.3 Tipos de transformadores

Apesar de os transformadores possuírem o mesmo princípio de funcionamento, sua aplicação difere de acordo com o objetivo. Os transformadores encontrados na transmis-são e na distribuição de energia trabalham com potências elevadas e podem ser divididos em transformadores a óleo ou a seco. Além disso existem transformadores para instrumen-tação que podem ser aplicados em transformadores de potência. Uma outra classificação são os transformadores de baixa potência que são utilizados em fontes de aparelhos ele-trônicos, porém esses não pertencem ao foco desse trabalho.

2.1.3.1 Transformadores a óleo

O primeiro tipo de transformador a ser considerado são os transformadores a óleo. Tais equipamentos possuem óleo mineral ou vegetal para realizar o resfriamento dos enrolamen-tos por meio da troca de calor. A medida que o óleo esquenta ocorre uma movimentação do líquido através de dutos dos radiadores, por conta da diferença de densidade gerada pela temperatura, dissipando calor para o ambiente [9] conforme ilustra a Figura 2. Uma maneira de potencializar este efeito é por meio da inserção de ventilação forçada nos ra-diadores [10]. Por essa razão, os transformadores a óleo devem ter a temperatura do óleo monitorada.

Figura 2 – Fluxo de óleo no interior de um transformador, trocando calor com o ambiente. (Fonte: Autor)

2.1.3.2 Transformadores a seco

Transformadores a seco não possuem óleo em seu interior. Por esse motivo, a tempe-ratura dos enrolamentos tende a ser maior. O calor, portanto, é fornecido da superfície dos enrolamentos diretamente ao ar por meio de irradiação e convecção. Além disso, os núcleos são colocados como superfícies de transmissão de calor [11]. O uso da ventilação forçada também pode ser feito para esse tipo de transformadores. Com base nessa carac-terística, todos os enrolamentos dos transformadores a seco devem ter sua temperatura monitorada.

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2.1.3.3 Transformadores para instrumentação

Transformadores para instrumentação não possuem o objetivo de transformar potên-cia, mas foram desenvolvidos para adaptar um sinal de tensão ou corrente de forma que possa ser medido sem causar danos ao aparelho medidor. Os tipos mais comuns são os transformadores de corrente ( TC ) e os transformadores de potencial ( TP ) [12]. Em opção aos TCs, existe a possibilidade de utilizar bobinas de Rogowski.

Os transformadores de corrente têm o objetivo de reduzir uma corrente alta para uma corrente menor, de forma que um aparelho medidor possa aferir sua intensidade. Este processo é necessário em situações que a corrente nominal a ser medida é muito alta, o que queimaria os sensores caso fossem ligadas diretamente. Os TCs, assim como os trans-formadores comuns, possuem uma relação de transformação. Conhecendo previamente tal relação e a corrente medida por meio do TC, é possível calcular a corrente real do circuito [13].

Os transformadores de potencial possuem o mesmo princípio que os TCs, porém aplicando-se a tensão. Quando um nível de tensão ultrapassa a classe de isolamento ou a tensão máxima medida por um sensor, é necessário aplicar um transformador de potencial [14]. O cálculo da tensão real do circuito pode ser feito com base na relação de transformação do TP, assim como no caso do TC.

Opcionalmente existem as bobinas de Rogowski. Para instrumentação de transfor-madores, a utilização desses sensores possui um custo reduzido, maior precisão e menor tamanho e peso. Tais bobinas transformam a corrente do transformador num nível de tensão A.C (Corrente Alternada). A tensão obtida deve passar por um processo de inte-gração e multiplicada pela relação de transformação, dando como resultado a corrente do transformador [15].

2.2 Grandezas de interesse

Este trabalho visa monitorar grandezas físicas de transformadores. Por esse motivo, é fundamental conhecer e analisar cada uma delas assim como descrevê-las. As variáveis monitoradas são de natureza térmica e elétrica e serão descritas nesta seção. As ima-gens das Figuras 3 e 4 apresentam as características que devem ser monitoradas para transformadores a óleo e a seco.

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Figura 3 – Variáveis de interesse para monitoramento de um transformador a óleo. (Fonte: WEG e Autor)

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Figura 4 – Variáveis de interesse para monitoramento de um transformador a seco. (Fonte:WEG e Autor)

2.2.1 Grandezas elétricas

As grandezas elétricas devem ser medidas em todas as fases dos transformadores, visto que esses operam no regime trifásico. Dessa forma, as variáveis descritas na sequência devem ser analisadas individualmente para cada fase. O objetivo dessa análise é observar possíveis descompensações, as quais ocorrem quando uma das variáveis de uma fase apre-senta discrepância em relação a outra fase. Além disso, a média das fases também deve ser analisada para se ter um parâmetro global do estado do transformador.

2.2.1.1 Tensão

A primeira grandeza elétrica a ser discutida é a tensão da fase. Tal medida se refere ao valor eficaz do sinal da baixa tensão do transformador, mensurada entre uma das fases e o ponto neutro. Medir essa variável é importante visto que muitos equipamentos ligados ao transformador precisam operar dentro de uma faixa específica. Caso a tensão não chegue

(25)

ou ultrapasse o valor designado, podem ocorrer danos aos equipamentos conectados na linha.

2.2.1.2 Corrente

O resultado da medição se refere ao valor eficaz do sinal de corrente. A verificação dessa variável é importante pois permite realizar a análise direta de qual é a capacidade que está sendo utilizada do circuito principal do transformador. A corrente está dire-tamente relacionada com o aquecimento do circuito, de forma que quanto maior esta, maior a temperatura. A Equação (2.5), já apresentada, quantifica a relação de corrente e aquecimento.

O valor máximo da corrente depende das características construtivas do transformador. Uma forma de aumentar a capacidade de corrente é por inserir sistemas de resfriamento, com o uso de ventilação forçada [16]. A capacidade de corrente aumenta pois o fator limitante é o aquecimento dos enrolamentos. Mensurar a corrente elétrica em tempo real permite decidir o momento de ligar ou desligar a ventilação forçada com antecedência. 2.2.1.3 Potência aparente

A potência aparente apresenta o valor instantâneo do produto da corrente com a tensão eficaz. Independente das cargas indutivas, capacitivas ou resistivas, esse valor indica o quanto de potência está sendo transformada no instante analisado. O valor dessa grandeza é dado pela soma vetorial da potência ativa com a reativa conforme mostra a Figura 5.

Figura 5 – Diagrama polar das potências ativa e reativa informadas pelo multimedidor MMW03.

(26)

2.2.1.4 Potência ativa

A potência ativa se refere a toda potência que de fato é utilizada nos equipamentos conectados na linha de energia. Essa variável representa a potência útil que é diretamente descontada da unidade consumidora, tendo como unidade de medida o Watt (W). Na Figura 5 essa potência é representada pelo valor de P no triângulo. Tal diagrama possui a representação real no eixo horizontal e imaginário no eixo vertical. Dessa forma, a potência ativa pode ser descrita como a potência real de um circuito.

2.2.1.5 Potência reativa

A potência reativa pode ser analisada por meio da Figura 5. No triângulo de potências, essa variável é representada pela letra Q e reflete a projeção da potência aparente no eixo imaginário. A unidade de medida padrão dessa grandeza é o Volt-Ampére reativo (VAr) e não implica no consumo direto da fatura de energia, mas pode ser taxada no caso de exceder os limites de reativos conforme será explicado na Seção 2.2.1.7.

2.2.1.6 Carga percentual

A carga percentual, ou potência percentual, indica a porcentagem da carga que está sendo utilizada em relação à carga nominal. Entende-se como carga nominal a carga máxima na qual o transformador pode trabalhar de forma constante sem exercer riscos sobre o equipamento [18]. Por se tratar de uma grandeza calculada, seu valor é dado pela relação

P%= 100

Pa Pn

. (2.9)

O valor armazenado em P% representa a carga percentual, Pa a potência aparente atual e Pn a potência nominal.

2.2.1.7 Fator de potência

O fator de potência determina a razão entre a potência ativa e a potência reativa de acordo com a Nota Técnica nº 0083/2012-SRD/ANEEL [19]. Ter conhecimento desta variável permite corrigir fatores indutivos por meio de banco de capacitores, procedimento que reduz a cobrança por excesso de reativos. De acordo com a Resolução Normativa nº.414/2010 da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) [20], o fator de potência médio da unidade consumidora deve ficar acima de 0,92 para que não seja cobrado o excesso de cargas reativas.

(27)

2.2.1.8 Distorção harmônica de corrente

No estudo de sinais, a distorção harmônica é descrita como uma deformação perió-dica que aparece em cada ciclo da frequência fundamental de uma onda. Em circuitos elétricos de tensão alternada, tais distorções surgem devido a saturações no núcleo de transformadores e motores ou por meio de cargas não lineares acopladas no circuito [21].

Para o sinal da corrente, o valor de distorção harmônica é dado por

T HDi = s N P n=2 I2 n I1 (2.10) onde T HDi é a distorção harmônica da corrente e In é a amplitude da corrente para cada harmônica, sendo que n = 1 indica a frequência fundamental. Nas redes padrões do Brasil, a frequência fundamental da rede é definida em 60 Hz, de forma que as harmônicas n = 2, 3, ..., n possuem frequências de 120Hz, 180Hz, ..., 60nHz [22].

2.2.1.9 Distorção harmônica de tensão

A distorção harmônica de tensão é análoga à de corrente. De acordo com as medições realizadas e analisadas historicamente com o multimedidor MMW03-CH, em transforma-dores instalados na WEG Transmissão e Distribuição, o valor de distorções na tensão apresentou amplitudes inferiores ao de corrente. A equação

T HDv = s N P n=2 V2 n V1 (2.11) apresenta a relação da distorção harmônica de tensão, T HDv, em função das amplitudes das harmônicas Vn e da frequência fundamental V1.

2.2.2 Grandezas térmicas

Outra classe de grandezas que são monitoradas em transformadores são as grandezas térmicas. Diferentemente das características elétricas, os elementos térmicos analisados dependem do tipo de transformador no qual os instrumentos de medição estão instalados. Esta seção discute as aferições de temperatura em transformadores a óleo e transforma-dores a seco.

2.2.2.1 Transformadores a óleo

Transformadores a óleo exigem a aferição de duas temperaturas. A principal delas é a temperatura do topo do óleo e, em segundo, a temperatura ambiente.

A temperatura de topo de óleo deve ser monitorada por questões de segurança, visto que o óleo inflama-se acima de determinada temperatura que varia em função do tipo de

(28)

óleo e do envelhecimento deste. A temperatura do óleo aumenta de acordo com a carga sendo utilizada, de forma que, em caso de sobreaquecimento, é urgente realizar o desliga-mento forçado do equipadesliga-mento. Caso o óleo entre em combustão ocorrerá vazadesliga-mentos e derramamento de óleo inflamável, situação que pode causar danos a indivíduos e a outros equipamentos no local.

A segunda temperatura monitorada é a temperatura ambiente. Monitorar essa tempe-ratura é uma forma de diagnosticar e analisar o aquecimento do óleo. Caso a tempetempe-ratura do óleo esteja acima do previsto com base na temperatura ambiente e da carga utilizada, uma verificação deve ser realizada no equipamento e nas características físico-químicas do óleo.

2.2.2.2 Transformadores a seco

Transformadores a seco possuem mais variáveis térmicas monitoradas em comparação aos transformadores a óleo. Duas grandezas fixas, que não dependem da construção do transformador, são a temperatura ambiente inferior e a superior. As demais temperaturas dependem da quantidade de enrolamentos na região de baixa tensão. Transformadores trifásicos padrão possuem, portanto, três sensores de temperaturas internos. Transfor-madores com dupla região de baixa tensão, por sua vez, possuem seis pontos de análise térmica interna.

2.3 Sistemas de comunicação para monitoramento

re-moto

Ao entrar no contexto de sistemas de comunicação, o conceito de arquitetura de rede vem a tona. Uma arquitetura de rede, em geral, é dividida num conjunto de várias cama-das que têm o objetivo de reduzir a complexidade do projeto. Para que a mesma camada de dispositivos diferentes se comuniquem entre si, é necessário estabelecer um protocolo em comum denominado como protocolo da camada. Entende-se como protocolo o con-junto de regras e convenções que estabelecem a forma em que se ocorrerá a comunicação [23].

O sistema desenvolvido neste trabalho demanda a utilização dos protocolos Modbus RTU, Modbus TCP e MQTT (Message Queue Telemetry Transport), sendo cada um deles aplicado em diferentes funções. Esta seção tem o objetivo de definir tais protocolos, distinguir dos demais protocolos encontrados e justificar sua aplicação em instrumentação de transformadores.

(29)

2.3.1 Protocolo Modbus

O protocolo Modbus foi desenvolvido no ano de 1979 pela Modicon [24], que atual-mente pertence ao grupo Schneider Electric. Entende-se que o objetivo desse protocolo é atuar diretamente na camada de aplicação do usuário. Desde sua entrada no meio industrial, o protocolo continua em forte utilização até os tempos atuais [24].

A comunicação realizada com o protocolo Modbus é baseada no método de mestre e escravo. O mestre é responsável por requisitar uma informação ou enviar um comando para o escravo, que deve gerenciar a mensagem recebida do mestre de acordo com as funções tabeladas no protocolo [25]. A Figura 6 apresenta o modelo de requisição e resposta numa rede que utiliza Modbus como protocolo.

Figura 6 – Modelo de requisição e execução de um comando via protocolo Modbus, onde o cliente é o mestre e o servidor é o escravo.

(Fonte: Autor)

No modelo apresentado na Figura 6, o protocolo Modbus permite apenas um mestre na rede, porém vários escravos. Nesse modelo, dispositivo mestre pode requisitar informações de vários dispositivos escravos mas um escravo só pode reportar a um único mestre. Outra característica dessa topologia é que não pode haver comunicação entre escravos [25]. A Figura 7 apresenta a estrutura física de uma rede formada por N escravos e um mestre. As variações do protocolo são constituídas pela interface serial RTU, serial ASCII ou TCP, as quais serão abordadas nas seções seguintes.

(30)

Figura 7 – Modelo genérico de rede Modbus, com um único mestre (cliente) e vários escravos (servidor).

(Fonte: Autor)

A comunicação citada até o momento ocorre por meio do envio e recebimento de mensagens. As mensagens no protocolo Modbus apresentam um PDU (Protocol Data Unit) dentro do ADU (Application Data Unit). O PDU é único para todas as versões do protocolo, sendo elas serial RTU, serial ASCII ou TCP. Esse trecho da transmissão é res-ponsável por informar o código da função utilizada e os dados relativos a essa função. De forma mais abrangente, a classificação de ADU envolve toda a mensagem, porém é pro-tocolado de forma diferente para as versões citadas. A Figura 8 apresenta a diferenciação dos componentes PDU e ADU em uma mensagem do protocolo Modbus.

Figura 8 – PDU e ADU de uma mensagem dentro do protocolo Modbus. (Fonte: Autor)

A mensagem é transmitida e agrupada em bytes, que é o conjunto de 8 bits de in-formação. O tamanho máximo para o trecho do PDU é 253 bytes, pois o ADU máximo permitido pela interface RS485, responsável pela comunicação serial do protocolo Mod-bus, é de 256 bytes, sendo 1 byte utilizado no endereçamento e 2 bytes na checagem de erro. Apesar da versão Modbus TCP não limitar o ADU em 256 bytes, o fato do PDU ser limitado em 253 bytes na versão serial restringe o tamanho da mensagem no Modbus TCP. O ADU máximo nesta última versão acaba sendo de 260 bytes, composto pelos 253 bytes do PDU mais 7 bytes do cabeçalho de aplicação do Modbus TCP (MBAP) [26].

(31)

2.3.1.1 Modelo de dados e funções de operação

A transmissão de dados no protocolo Modbus ocorre através de quatro tipos de dados primitivos conforme mostra a Tabela 1.

Tipo primitivo Tipo de dado Operaçoes permitidas Descrição Discret Input Binário Apenas leitura

Este tipo de dado é composto por um nível lógico alto ou baixo e apenas pode ser lido pelo dispositivo cliente (mestre). Coil Binário Leitura e

escrita

Este tipo de dado é composto por um nível lógico alto ou baixo e pode ser lido ou editado pelo cliente.

Input Register Word (16 bits) Apenas leitura

Este tipo de dado é composto por um registrador de 16 bits, permitindo números entre 0 e 65.525, e pode apenas ser lido pelo cliente. Holding Register Word (16 bits) Leitura e escrita

Este tipo de dado é composto por um registrador de 16 bits, permitindo números entre 0 e 65.525, e pode ser lido e editado pelo cliente.

Tabela 1 – Tipos de dados transmitidos através do protocolo Modbus

Dentro do contexto dos tipos de variáveis disponíveis, um código de função para cada operação é especificado. Esse código é apresentado no início do corpo do PDU conforme mostrou a Figura 8. Desta forma, quando o servidor recebe uma instrução, a primeira etapa é analisar o código da função selecionada para que o dispositivo envie a resposta ou execute o comando solicitado pelo cliente. A Figura 9 apresenta as funções do protocolo Modbus.

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Figura 9 – Funções de operação do protocolo Modbus. (Fonte: [27])

Para este trabalho, foi realizado uma compilação dos manuais de dispositivos que realizam comunicação por meio do protocolo Modbus. Os manuais consultados são dos sensores de temperatura Electron EP3 e Electron EP6, dos multimedidores elétricos WEG MMW02 e WEG MMW03, dos inversores da série WEG CFW e do processador de dados de temperatura via fibra ótica Qualitrol. As funções predominantemente utilizadas para realizar leituras são Read Holding Registers: 03 e Read Input Registers: 04, apresentadas na Figura 9. O PDU característico para ambas funções possui 5 bytes, sendo que o primeiro contém o número da função, os dois seguintes o endereço do registrador inicial e os dois últimos bytes a quantidade de registradores que devem ser lidos a partir do inicial. É possível exemplificar o procedimento citado por supor uma requisição de leitura dos registradores endereçados de 90 até 100 de um dispositivo arbitrário. Caso esse dispositivo trabalhe com registradores do tipo Holding Registers, então a função 03 deve ser utilizada. A Figura 10 apresenta o código do PDU enviado do cliente ao servidor.

Figura 10 – Exemplo de PDU de uma requisição de leitura de Holding Registers. (Fonte: Autor.)

(33)

aplicar a função 04 substituindo o valor 03 no primeiro byte do PDU. Este exemplo aborda o PDU de uma requisição de leitura Modbus. A mensagem completa, para cada versão do protocolo, será apresentada nos tópicos a seguir.

2.3.1.2 Modbus RTU

A transmissão de mensagens por meio do protocolo Modbus RTU ocorre através de uma comunicação Serial baseada na interface física RS485 (Recommended Standars-485) ou RS232 (Recommended Standard-232). Essas interfaces físicas não são protocolos de comunicação, apenas estabelecem os níveis de tensão, número de dispositivos e distância máxima de operação. O padrão RS485 mostra-se mais robusto à interferências em relação ao RS232, além de permitir o acoplamento de múltiplos dispositivos enquanto o RS232 permite apenas dois elementos na rede.

Por pertencer à classe de comunicação serial, o Modbus RTU possui o ADU carate-rístico desse método. O ADU, para essa versão do protocolo, é formado por meio do endereço do servidor no primeiro byte antes do PDU e por dois bytes de checagem de erro após o PDU. Uma forma prática e facilitada de entender o processo é por meio de uma exemplificação de leitura de um registrador. Retornando à requisição apresentada no fim da seção anterior, supõe-se que o servidor que contém os dados recebeu o endereço de número 5. O primeiro byte do ADU, portanto, terá o valor 5. Visto que o PDU continua o mesmo, os últimos 2 bytes do ADU que representam a checagem de erro serão calculados com base em todos os bytes anteriores à estes frames. Essa última etapa é definida pelo cálculo de CRC (Cyclic Redundancy Check).

2.3.1.3 Modbus ASCII

A versão Modbus ASCII (American Standard Code for Information Interchange) pode ser descrita da mesma maneira que a versão Modbus RTU. A diferença entre os dois métodos de transmissão é que no Modbus ASCII é utilizada a tabela ASCII para o envio de dados. Essa tabela padroniza caracteres por meio de um código de 7 bits. Apesar de ser menos utilizada em padrões industriais, essa forma de comunicação facilita quando deseja-se transmitir caracteres como letras e símbolos. A imagem na Figura 11 apresenta a tabela.

(34)

Figura 11 – Tabela ASCII, utilizada como referência para a comunicação via Modbus ASCII.

(Fonte: [28])

Por meio das numerações encontradas na tabela apresentada, um caractere é trans-mitido de acordo com sua numeração. Tendo como exemplo, caso um dispositivo queira enviar a letra "O", deverá transmitir o número 79 no byte designado a dados. Para enviar a palavra "Ola", três bytes contendo a sequência 79, 108 e 97 deverão ser enviados. 2.3.1.4 Modbus TCP

Com o objetivo de ampliar os meios de integração da indústria com a rede global de comunicação, o protocolo Modbus recebeu suporte para o protocolo TCP, formando uma nova versão denominada Modbus TCP. Nessa versão, o PDU do protocolo Modbus navega por meio de um ADU gerenciado no protocolo TCP.

Como citado ao fim do tópico 2.3.1, a versão TCP adiciona 7 bytes na mensagem de aplicação do protocolo Modbus. O primeiro campo adicionado é o identificador de transação, o qual é utilizado em situações em que deve ser realizado o emparelhamento de transações quando várias transações são enviadas na mesma conexão TCP. O segundo campo é o identificador do protocolo, que é sempre 0 no caso do protocolo Modbus, sendo que outros valores se situam reservados para implementações futuras. O terceiro campo informa o tamanho restante de bytes na mensagem, incluindo a identificação do destino e

(35)

os campos de dados. O último campo adicionado é o campo de identificação de unidade, sendo utilizado para identificar um servidor no qual uma rede não TCP é utilizada. Como exemplo deste último campo, é possível citar um gateway que trabalha com comunicação serial. A Tabela 2 apresenta o tamanho, em bytes, dos campos citados.

ID de Transação 2 bytes ID do Protocolo 2 bytes Tamanho 2 bytes Identificador de Unidade 1 byte

Tabela 2 – Tamanho dos bytes do MBAP no protocolo Modbus TCP

2.3.2 Protocolo Modbus em instrumentos de transformadores

A utilização do protocolo Modbus é utilizada com frequência nos instrumentos de mo-nitoramento de transformadores fabricados na empresa WEG Transmissão e Distribuição. Devido à grande utilização do protocolo no meio industrial e sua fácil aplicabilidade [29], as grandezas térmicas e elétricas medidas por sensores específicos podem ser transmitidas para uma IHM.

Os exemplos desta seção têm como base os transformadores fabricados na WEG Trans-missão de Distribuição. Por esse motivo, a fonte de material desta seção é resultado de uma pesquisa in loco, sendo realizadas conversas com colaboradores e análise de equipa-mentos e projetos. O número de máquinas analisadas se distribuem em 6 transformadores em funcionamento na unidade WTD (WEG Transmissão e Distribuição) e 6 transforma-dores instalados no parque fabril I e II da WEG na cidade de Jaraguá do Sul fabricados pela WTD.

Para as aferições de temperatura, os transformadores analisados na unidades WTD possuem os aparelhos EP3 e EP6 da marca Electron. Tais aparelhos possuem entrada para termo-resistores PT100, traduzindo a resistência do sensor para temperatura. Os dispositivos contém um display no qual as temperaturas são apresentadas. Além disso, apresentam a implementação do protocolo Modbus RTU que permite a leitura das tempe-raturas de forma remota por meio de uma interface RS485. O tipo de registrador utilizado é Holding Register, o que exige a utilização da função 03 na requisição de leitura realizada pelo mestre da rede.

Para as grandezas elétricas, relatou-se a utilização dos multimedidores MMW-02 e MMW-03. Ambos os instrumentos possuem display para apresentação dos valores e su-porte a interface RS485 com protocolo Modbus RTU.

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Além das características térmicas e elétricas, transformadores de maior porte possuem sensores de nível de óleo, pressão de óleo e pressão de gás. O monitoramento desses sensores não é feito por meio do protocolo Modbus, visto que os sensores utilizados são, na verdade, relés. Para realizar o monitoramento por meio de protocolo Modbus, desses sensores, é necessário aplicar um equipamento com entradas digitais que transformam as informações no protocolo Modbus. No caso da utilização de um CLP como central de controle e cliente Modbus, é recomendado utilizar as próprias entradas digitais que os equipamentos possuem.

Com base nas pesquisas realizadas, conclui-se que utilizar um cliente que possua o protocolo Modbus como método de comunicação permite a implementação de uma rede de comunicação remota sem a necessidade de inserir novos equipamentos e sensores nos transformadores.

2.3.3 Protocolo MQTT para compartilhamento de dados

A utilização do protocolo MQTT ganhou força com o avanço de aplicações de IoT (Internet of Things). Suas principais vantagens nessa aplicação em relação aos outros protocolos são dadas pela operação em regime assíncrono e tamanho reduzido de ca-beçalho, o que permite sua escalabilidade e redução de tamanho das mensagens. Em comparação ao protocolo HTTP, por exemplo, um cliente não precisa esperar uma res-posta do servidor para enviar uma mensagem. Essa característica permite a expansão de novos sensores acoplados a um sistema ou aplicação de forma mais rápida e barata.

No protocolo MQTT existem dois tipos de agentes principais, sendo eles o message broker, ou apenas broker, e os clientes. O broker tem a função de receber todas as men-sagens dos clientes e encaminhar para outros clientes. Um cliente é todo dispositivo que se conecta ao broker, podendo ser ele um sensor ou um dispositivo de processamento de dados como um aplicativo. Para definir os clientes que enviam e recebem dados, o proto-colo provê os métodos de publicação (publish) e subscrição (subscriber ). Nesses métodos, um dispositivo publica um dado através de um tópico. Todos os demais dispositivos que subscrevem, ou assinam, o tópico, recebem a mensagem. O dispositivo que envia o dado para o tópico não saberá quais dispositivos estão recebendo a mensagem, porém é capaz de cancelar o envio das mensagens ao tópico da mesma forma que os dispositivos cadas-trados no tópico podem cancelar o recebimento. O gerenciamento dos tópicos através das subscrições e publicações é feito através do broker.

Aplicando o protocolo MQTT para o compartilhamento de dados de transformadores, é possível gerar o exemplo da Figura 12. Nesse exemplo, dois transformadores enviam dados de temperatura e tensão para um broker, atualizando os tópicos “temperatura” e “tensao”. Como dois transformadores enviam o mesmo tipo de dado, atualizar os tópicos diretamente em cima das chaves iria sobrescrever os valores, de forma que não se poderia

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saber de qual transformador o dado foi enviado. Para resolver esse problema, a estratégia tomada é gerar vários níveis de tópicos, análogo ao modelo de diretórios e de organização de dados em JSON (Javascript Object Notation). No exemplo, caso fosse desejado ler a temperatura do transformador 1, o comando de leitura de “trafo_1.temperatura” deveria ser aplicado.

Figura 12 – Diagrama com exemplo de publicação e subscrição pelo protocolo MQTT. (Fonte: Autor.)

À medida que o número de dispositivos realizando publicação em um broker aumenta, torna-se necessário realizar uma organização dos tópicos em grupo. Cada aplicação deve ser responsável por gerenciar a organização do broker, de acordo com uma regra definida. Uma forma de fazer isso é agrupar os dados de acordo com o apresentado na Figura 12, alterando os nomes “trafo_1” e “trafo_2” para chaves de identificação. Além dessas defi-nições, a aplicação deve definir regras de segurança para o cadastro de novos dispositivos. Um modelo possível é o modelo de usuário e senha, validado no broker e no dispositivo.

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37

3 Desenvolvimento do Sistema de

Monitoramento

O objetivo deste capítulo é apresentar o desenvolvimento da solução para monitora-mento remoto de transformadores. Primeiramente é abordada a solução de maneira ampla e genérica, de forma que o leitor se contextualize. Em sequência, cada etapa da solução descrita é apresentada de forma detalhada.

3.1 Esquema geral da solução

Para iniciar a análise da solução geral, os componentes utilizados no desenvolvimento do dispositivo de monitoramento são descritos. As grandezas elétricas citadas na se-ção 2.2.1 são obtidas por meio de um multimedidor elétrico da marca WEG, no mo-delo MMW03-CH. As grandezas térmicas são medidas através do uso de termo resistores PT100. O multimedidor e os sensores PT100 são conectados fisicamente a um CLP da marca WEG, do modelo PLC300. Para realizar a comunicação com uma plataforma on-line de armazenamento e visualização de dados, um gateway do modelo ED300 conectado ao CLP é utilizado. O diagrama da solução descrita é apresentado na Figura 13.

Figura 13 – Diagrama da solução com os componentes utilizados. (Fonte: Autor)

A Figura 13 apresenta os protocolos utilizados para comunicação de cada dispositivo. O medidor elétrico se comunica com o CLP através de uma rede Modbus RTU e os PT100

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Capítulo 3. Desenvolvimento do Sistema de Monitoramento 38

por um módulo de leitura analógica. A troca de mensagens entre o CLP e o gateway ocorre por meio do protocolo Modbus TCP. Para enviar os dados à plataforma, o protocolo de MQTT é utilizado.

3.2 Multimedidor

O multimedidor MMW03-CH, da marca WEG, é capaz de realizar as leituras das grandezas elétricas de interesse no monitoramento de um transformador. Para garantir o funcionamento adequado, a instalação do dispositivo deve ser feita com base no manual do usuário fornecido pela empresa fabricante.

3.2.1 Instalação da alimentação elétrica

A instalação do multimedidor de grandezas elétricas, MMW03-CH, deve ser feita com base no manual fornecido pela empresa desenvolvedora WEG. Dessa forma, as informações que se encontram em sequência são baseadas no documento Multimedidor Eletrônico MMW03-CH - Manual do Usuário, WEG, disponível na página online do produto.

O primeiro ponto a se dar atenção no momento de realizar a instalação do dispositivo é a forma de energização. O multimedidor apresenta uma ampla faixa de tensão eficaz para alimentação do dispositivo, descrita por valores entre 85 V e 300 V. A frequência aceita para a onda de tensão também é variável, compreendendo-se entre 45Hz e 60Hz. A potência máxima consumida é 6 W. Essas informações podem ser obtidas na tabela de especificações técnicas do manual, seção 6, página 32. Tendo em vista as especificações fornecidas, é possível concluir que a tensão da rede de energia do local de desenvolvimento deste trabalho mostrou-se adequada para alimentação do dispositivo, já que opera em 220 Vrms e 60 Hz. Na Figura 14, observa-se a entrada de alimentação marcada por Un no dispositivo. Os cabos rotulados de “P1: Un:1” e “P1: Un:2” trazem uma fase e o neutro da rede elétrica. Essa configuração permite ligar o dispositivo de forma correta, questão que foi testada e validada no local.

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Figura 14 – Parte traseira do multimedidor MMW03-CH. (Fonte: WEG.)

Logo após a energização do dispositivo, sua tela de visualização acende. Como nenhum sinal de tensão ou corrente está sendo levado ao multimedidor, os valores observados serão inicialmente zero. A próxima etapa é realizar a instalação das entradas de tensão que serão medidas.

3.2.2 Instalação dos sinais de tensão

O multimedidor captura e calcula o valor das grandezas elétricas de interesse por meio dos sinais de tensão e corrente das três fases da baixa tensão do transformador. O dispositivo fornece a possibilidade de aferir os sinais por meio de uma ligação em estrela ou triângulo. A Figura 15 retirada do manual apresenta o esquemático para os dois modelos.

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Figura 15 – Formas de aferição da tensão de acordo com a ligação desejada. (Fonte: [30])

Visto que o interesse do sistema é medir as características de tensão intrínsecas da fase em relação ao referencial, a forma de ligação deve ser em estrela. Caso a relação escolhida fosse em triângulo, as grandezas seriam medidas de uma fase em relação à outra. Com base no modelo de ligação escolhido, a instalação física está apresentada na Figura 16.

Figura 16 – Ligação física dos terminais de tensão e corrente da chave de aferição para o MMW03.

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Os rótulos nos terminais da caixa de aferição nomeados com N, V1, V2 e V3 repre-sentam o local no qual o ponto de neutro e as tensões das três fases do transformador serão acoplados. Através dos fios nomeados com XT1:N, XT1:V1, XT1:V2 e XT1:V3 na Figura 16, os respectivos sinais de tensão são encaminhados para o medidor de forma que a outra extremidade dos fios são marcadas com P1:N, P1:V1, P1:V2 e P1:V3, conectados ao terminal de entrada de tensão do aparelho medidor.

Figura 17 – Inserção dos terminais de corrente no MMW03 após passar pela chave de aferição.

(Fonte: WEG.)

3.2.3 Instalação dos sinais de corrente

O diagrama de instalação dos sinais de corrente independe da forma de ligação em estrela ou em triângulo, como mostra o diagrama da Figura 15. A impedância ideal do dispositivo é zero para a aferição, de forma que o sinal de corrente passe por ele e apenas seja medida sem consumir potência ou gerar calor. No caso de transformadores de maior potência, a corrente do lado da baixa tensão possui valores elevados que ultrapassariam os limites máximos do medidor de acordo com a tabela na página 32 do manual. Aplicar tais correntes de forma direta danificaria o dispositivo. Por esta razão, utilizou-se um transformador de corrente na relação de 2000 no primário para 50 no secundário, o que reduz a corrente em 40 vezes. O aparelho multimedidor possui uma configuração própria que permite calcular a corrente real com base na relação do transformador, multiplicando, no caso, o valor medido por um fator de 40.

A instalação dos sinais de corrente inicia-se na chave de aferição da Figura 16. Utili-zando como exemplo a corrente na fase 1, o transformador de corrente desta fase envia o sinal da corrente para a entrada rotulada por I1. O condutor sai da chave de aferição com

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o rótulo XT1:I1 e segue para a entrada do medidor, possuindo a anotação P1:K1 na outra extremidade. Após ser conectado ao medidor, a corrente retorna para o transformador de corrente por meio do condutor P1:I1 - XT1:I2 que liga o medidor à chave de aferição. Os sinais de corrente das demais fases são medidas de maneira análoga.

3.2.4 Configuração da rede Modbus RTU

Conforme o diagrama da solução genérica do sistema encontrado na Figura 13, o multimedidor MMW03-CH se comunica com um CLP por meio de uma rede Modbus RTU. Conforme apresentado na Seção 2.3.1, é fundamental que o cliente e os servidores estejam configurados para mesma taxa de transmissão, paridade e bits de parada. No caso do sistema desenvolvido, nesta etapa da comunicação, o papel do cliente é exercido pelo CLP e o servidor pelo multimedidor. As configurações citadas foram definidas da seguinte maneira:

• taxa de transmissão: 19200 bits/s; • paridade: Par;

• bits de parada: 2; • base do frame: 8 bits.

Para configurar o medidor de acordo com as características desejadas, deve-se primeiro navegar, com a tecla para cima, até o menu de configurações anotado pela descrição “SE” conforme mostra a Figura 18(a). Neste ponto, navega-se com a seta para a direita até o menu “485” de acordo com a Figura 18(b), responsável pela configuração da transmissão na interface RS485 que carregará as mensagens. Dentro do menu “485” existem as opções de configuração “bAu” que configura a taxa de transmissão de símbolos (baud rate ), “Id” que determina o endereço de servidor que o medidor ocupará e “prt” que determina o tipo de paridade. A Figura 18(c) apresenta esses submenus mencionados, que podem ser acessados com a tecla para baixo e configurados com a tecla para a direita. Após selecionar o submenu do “485” desejado, esse pode ser alterado com as setas para cima ou para baixo, sendo que a tecla para esquerda retorna para o menu principal. As configurações apresentadas nas imagens da Figura 18(c) não representam os valores configurados no sistema desenvolvido neste trabalho, visto que as imagens foram adquiridas em situações diferentes.

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(a) Acesso ao submenu de configura-ções, SEt

(b) Acesso ao submenu do RS485

(c) Edição de Baud Rate, endereço do servidor e tipo de paridade

Figura 18 – Configuração da interface física RS485. (Fonte: [31])

A conexão do multimedidor com a interface RS485 pode ser observada na Figura 14. Os fios anotados com P1:D- e P1:D+ proporcionam o acesso do dispositivo ao meio físico, caracterizado pelas tensões positivas e negativas dessa interface.

3.3 Sensor de temperatura

Para obter as temperaturas de interesse, são utilizados termorresistores do tipo PT100. Tais elementos possuem uma resistência variável com a temperatura, permitindo a sua utilização para aferições térmicas indiretas.

3.3.1 Descrição do PT-100

Um PT100 é classificado como um RTD (Resistance Temperature Detector ). A relação de resistência com temperatura possui uma boa aproximação linear na faixa de operação dos transformadores, que se compreende entre 0ºC e 170ºC. A Figura 19 apresenta o comportamento descrito.

(45)

Figura 19 – Curva de variação da resistência de acordo com a temperatura de um PT100. (Fonte: [32])

As duas principais maneiras de transformar o valor de resistência obtido em um va-lor de temperatura são por meio de tabelas ou por meio de equações. As tabelas são armazenadas em vetores que contém os valores do gráfico apresentado na Figura 19, de forma que tais valores possam ser consultados a partir do índice. A Figura 20 apresenta os valores de 0ºC até 199ºC para a resistência do PT100. A segunda forma é por meio do equacionamento em interpolação polinomial da curva. A equação de Callendar-Van-Dusen modela a relação de temperatura com resistência, para temperaturas maiores que 0ºC, conforme a equação

RRT D(T ) = 100(1 + 3, 9083.10−3T − 5, 775.10−7T2), (3.1) onde T representa a temperatura do PT100. Para obter a temperatura a partir da resis-tência, basta resolver a equação de segundo grau resultante e selecionar o resultado que se compreende na faixa adequada.

(46)

Figura 20 – Tabela de variação da resistência de acordo com a temperatura de um PT100. (Fonte: [32])

3.3.2 Cálculos no CLP

O cálculo da temperatura é feito com base na resistência obtida do PT100. Não é necessário realizar o cálculo manualmente, visto que o módulo de leitura analógica é específico para sensores do tipo e já realiza a transformação. O valor resultante, contudo, é multiplicado por 10 e deve ser tratado futuramente.

3.4 Configuração do CLP

Para realizar a leitura das entradas analógicas dos PT100, gerenciar as requisições Modbus RTU encaminhadas ao multimedidor, e enviar dados para o gateway via Modbus TCP, é utilizado um CLP no modelo WEG PLC300. O CLP utiliza da linguagem Ladder e as configurações de leituras são realizadas por meio dessa linguagem.

3.4.1 Leitura do multimedidor usando Modbus RTU

O CLP PLC300 tem o papel de um escravo Modbus RTU, se comunicando com o multimedidor através de sua interface RS485 conforme mostra a Figura 13. A configuração de leitura ocorre por meio dos blocos de comando MBReadRegister disponíveis na interface de programação WPS fornecida pela fabricante do equipamento. Esse bloco possui os seguintes parâmetros de entrada e suas funções:

• SlaveAddress: id do servidor/escravo no qual será feito a leitura; • Function: código da função de operação;

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• InitialDataAddress: endereço de registrador inicial de leitura;

• NumberOfData: quantidade de registradores lidos a partir do endereço inicial; • Timeout: tempo máximo que o CLP esperará pela resposta do servidor;

• Offset: indica se os endereços do servidor alvo possui offset na numeração ou não; caso possua, a contagem de endereços iniciará em 1 e não em 0.

Com base nas entradas citadas, a Figura 21 apresenta a configuração de um bloco que realiza a leitura dos endereços dos Holding Registers 0 a 19, do servidor de ID número 2. Cada dado do multimedidor é formatado em dois registradores de 16 bits. Por esse motivo, o resultado da operação de leitura é armazenado na variável MD_FASE_1, que possui a configuração de array de Double Word como mostra a Figura 22. Cada elemento do array possui o tamanho de 32 bits, o que é necessário para guardar os dois registradores.

Figura 21 – Bloco de requisição de leitura via Modbus, disponibilizado pelo software WPS.