SIMULADOR DE SISTEMAS DE PROTEÇÃO, CONTROLE E SUPERVISÃO: UMA FERRAMENTA PARA CAPACITAÇÃO DA OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO.
J. A. P. MOUTINHO
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A – ELETRONORTE Brasil
RESUMO
O emprego da tecnologia digital nos equipamentos de proteção, controle e supervisão tem provocado, nas empresas do setor elétrico, novo comportamento de gestão dos sistemas elétrico dado sua versatilidade na execução da proteção do sistema bem como redução de custos no trânsito das informações dos equipamentos de potência até as interfaces homem-máquina (IHM) do operador do sistema.
Com os recursos da tecnologia digital podemos fornecer sistemas simulados para permitir o treinamento das equipes de operação do sistema, prover recursos de desenvolvimentos para os engenheiros e técnicos de manutenção e, sobretudo oferecer plataforma de analise das ocorrências no sistema elétrico.
Este trabalho apresenta o desenvolvimento de um simulador de relés de proteção, controle e supervisão aplicados às subestações da Eletronorte localizadas no sistema elétrico do Tramo Oeste do Pará (SE Tucurui – SE Altamira – SE Transamazônica – SE Ruropolis) e subestação Boa Vista em Roraima.
O simulador de relés de proteção, controle e supervisão consiste da reprodução das informações nas IHM’s do operador do sistema elétrico originadas nas unidades de proteção, controle e supervisão. Estas informações são desenvolvidas a partir de um
software que tem o mesmo protocolo de comunicação com as unidades originais.
Para o caso da Eletronorte, o software desenvolvido para o simulador de relés de proteção, controle e supervisão utiliza a tecnologia de comunicação entre as múltiplas aplicações executadas no ambiente operacional Windows (Dynamic Data Exchange – DDE).
PALAVRAS-CHAVE
1.0 Introdução
A implantação de relés numéricos ou relés digitais nas subestações de energia elétrica facilitou o desenvolvimento de ferramentas computacionais que permitem mais confiabilidade e eficiência na proteção e controle dos equipamentos do sistema de potência. Estas ferramentas computacionais servem de apoio nas atividades da operação do sistema elétrico fornecendo informações em tempo real objetivando a tomada de decisão sobre a necessidade de atuação no sistema de potência além de permitir analise dos sinais elétricos diante de uma perturbação no sistema elétrico.
A diversidade dos equipamentos e de fabricantes torna complexa a assimilação e desenvolvimento do processo de configuração das funcionalidades requisitadas pelo sistema elétrico.
Diante desta nova situação, as equipes de operação do sistema elétrico e manutenção dos equipamentos do Sistema de Proteção, Controle e Supervisão – SPCS necessitam de uma capacitação adequada para responder as situações de perturbação no sistema elétrico. O desenvolvimento de aplicativos que simulem as variáveis e informações que são gerados pelos equipamentos que compõe os sistemas de proteção, controle e supervisão permite um ambiente de capacitação na qual se pode atingir na totalidade as ações que o sistema responde em tempo real.
Estes aplicativos estão diretamente relacionados com as características técnicas dos equipamentos instalados nas subestações do sistema elétrico bem como com os softwares de configuração e comunicação com as interfaces homem – maquina, sendo estes os concentradores das informações do sistema de proteção, controle e supervisão que estão distribuídos.
2.0 Sistema de proteção, controle e supervisão digital
A proteção digital de sistemas elétricos de potência surgiu nas décadas de 60 e 70, quando vários pesquisadores desenvolveram diferentes algoritmos para relés de distância para proteção de linhas de transmissão.
A técnica de proteção digital está atualmente consolidada, mas continua sendo uma área de investigação ativa, tendo em vista o desenvolvimento dos microprocessadores.
De acordo com a construção, os relés estão divididos em eletromecânicos e estáticos. Os relés estáticos são assim conhecidos porque não possuem partes móveis. São constituídos por dispositivos eletrônicos.
A recente geração de relés estáticos são microprocessadores dedicados à realização das funções de proteção, medição e controle. São os relés digitais ou numéricos.
Os relés de proteção surgiram no início do século, com os relés de sobrecorrente, e foram se desenvolvendo para atender a outras funções de proteção, a Tabela I apresenta a cronologia para os relés eletromecânicos e a Tabela II para os relés estáticos.
1901 Relé de sobrecorrente de indução 1908 Relé diferencial
1910 Relé direcional
1921 Relé de distância tipo impedância 1937 Relé de distância tipo mho
TABELA I - Relés eletromecânicos.
1925 - 1948: 1a geração Válvulas eletrônicas 1949 - 1960: 2a geração Transistores 1960 - 1970: 3a geração Circuitos integrados
TABELA II - Relés estáticos
A aplicação da tecnologia digital teve início no final da década de 60 e início dos anos 70, com a introdução de microprocessadores nas áreas de supervisão e controle. Daí surgiu a 4a geração de relés estáticos.
2.1. Tecnologias Convencionais versus Digital
A tecnologia digital apresenta muitas vantagens em relação à convencional. A tabela III abaixo estabelece comparação entre as duas.
CONVENCIONAL DIGITAL Baixa confiabilidade Boa confiabilidade
Implementação individualizada
Implementação integrada Não integrável Integrável Testes no campo Testes na bancada
Estagnada Em evolução TABELA III – Convencional x Digital.
Os relés digitais apresentam as seguintes vantagens em relação aos convencionais:
Automonitoramento (autodiagnóstico); Detecção e diagnóstico de faltas;
Melhor exploração do potencial das funções de proteção;
Permite o desenvolvimento de novas funções e métodos de proteção; Compartilham dados através de redes de comunicação;
Proporciona melhor interface homem x máquina;
Redução das interferências do meio ambiente nas condições operativas dos equipamentos;
Adaptação aos requisitos funcionais operativos; Transfere e recebem dados;
Os custos estão baixando.
As desvantagens são:
Vida útil reduzida (10 a 15 anos), enquanto os convencionais possuem vida longa (acima de 30 anos)
O “hardware” dos relés digitais avança rapidamente, tornando-os obsoletos Interferências eletromagnéticas
Predomina ainda a linguagem proprietária, o que limita a intercambio de programas entre diferentes relés.
O diagrama de blocos da arquitetura de um relé digital é apresentado na Figura 1.
3.0 PROJETOS TRAMO OESTE E BOA VISTA
Na concepção dos projetos de instalação das subestações que compõem o sistema elétrico do Tramo Oeste do Pará e da subestação Boa Vista em Roraima que faz a interconexão elétrica entre Brasil e Venezuela, a Eletronorte decidiu pela utilização dos reles com tecnologia digital para aplicação no sistema de proteção, controle e supervisão – SPCS e que teve o mesmo fabricante como fornecedor dos equipamentos nos dois projetos.
A Figura 2 apresenta a arquitetura do sistema que tem distribuição das funções de proteção e controle por cada bay da subestação.
Figura 2 – Arquitetura do Sistema – Distribuição dos equipamentos do SPCS.
Observa-se na Figura 2 que as informações dos equipamentos de potência são concentradas nas interfaces homem – máquinas (IHM) constituídas por computador industrial. São nestas IHM’s que trabalha os operadores do sistema elétrico.
Na Figura 3 é apresentado a arquitetura do sistema com seus respectivos software e protocolos de comunicação.
As informações dos equipamentos de potência do sistema elétrico, como medição de tensão e corrente, posição de equipamento, sensores de sinalização são capturadas pelos equipamentos digitais de proteção e controle através de conexão física e transportadas via protocolos de comunicação para as IHM’s que concentram estas informações permitindo ao operador ter conhecimento em tempo real da situação do sistema elétrico da subestação. Os protocolos de comunicação MLINK e GE32MODB são utilizados pelos equipamentos de proteção e controle para transmitir as informações entre os equipamentos e as IHM’s. Estas informações são tratadas nas IHM’s e convertidas em Dynamic Data Exchange – DDE e distribuída na rede entre as IHM’s pelo NetDDE.
4.0 SIMULADOR DO SISTEMA DE PROTEÇÃO, CONTROLE E SUPERVISÃO - SPCS
Com as informações originadas nos equipamentos de potência do sistema elétrico e transmitidas pelos equipamentos de proteção e controle e finalmente tratadas e convertidas para variáveis no ambiente das IHM’s, podemos criar aplicativos que possam simular as informações do tempo real utilizando as variáveis convertidas.
No caso dos projetos Tramo Oeste do Pará e SE Boa Vista em Roraima, o sistema operacional das IHM’s é o Windows NT 4.0 que utiliza a tecnologia de comunicação entre múltiplos aplicativos Dynamic Data Exchange – DDE, portanto, neste ambiente podemos criar aplicativos que utilizem as variaveis convertidas para simular as informações do tempo real.
No SPCS implantado no Tramo Oeste e subestação Boa Vista são executados os seguintes programas:
InTouch WindowsView – Software IHM que roda o aplicativo da subestação onde o operador realiza suas atividades;
Subhub – Conversor do protocolo dos equipamentos que utilizam o protocolo MLINK; GE32MODB – Conversor do protocolo dos equipamentos que utilizam o protocolo
GE32MODB;
SARFOS – Programa que controla os aplicativos que devem estar funcionando e as IHM’s no modo Primário ou Backup;
EventServer – Para registro dos eventos do sistema; Histdata – Para arquivar os dados históricos
No ambiente do sistema operacional Windows NT 4.0, utilizando DDE, as informações são trocadas entre aplicativos quando configurados os seguintes parametros:
Aplication name – Nome da aplicação Topic name – Nome do tópico
Item name – Nome do item ou variável
4.1. Simulador SUBHUB
O simulador SUBHUB, criado pelo software Visual Basic 6.0, simula as informações dos equipamentos de proteção e controle que utilizam o protocolo MLINK.
A tela de entrada do simulador SUBHUB é mostrada na Figura 4. Nesta tela é apresentado os equipamentos de proteção e controle que podem ser selecionados para simular as informações que são transmitidas para o aplicativo do Intoch WindowsView.
Figura 4 – Tela simulador SUBHUB.
A seleção do equipamento de proteção e controle que se deseja simular pode ser individual ou em conjunto bastando marcar o quadro ao lado do referido equipamento.
Após a seleção dos equipamentos o simulador SUBHUB apresenta a tela com as variáveis que podem ser simuladas e apresentadas na IHM do operador. A Figura 5 mostra a tela para um referido equipamento selecionado.
Figura 5 – Tela com as variáveis do equipamento de proteção e controle.
As variáveis são inseridas via teclado e dependem somente do significado de cada bit para formar a mensagem. As variáveis analógicas podem ser inicializadas manualmente ou automaticamente.
4.2. Simulador GE32MODB
O simulador GE32MODB também foi criado pelo software Visual Basic 6.0, ele simula as informações dos equipamentos de proteção e controle que utilizam o protocolo GE32MODB. A tela de entrada do simulador GE32MODB é mostrada na Figura 6 e tem as mesmas formas de seleção dos equipamentos que são realizadas pelo simulador SUBHUB.
Figura 6 – Tela de entrada do simulador GE32MODB.
Após a seleção dos equipamentos o simulador GE32MODB apresenta a tela com as variáveis que podem ser simuladas e apresentadas na IHM do operador. A Figura 7 mostra a tela para um referido equipamento selecionado.
4.3. Simulador SARFOS
O simulador SARFOS tem somente a atribuição de colocar a IHM no modo Primário ou Backup. A diferença é que no modo Backup o aplicativo da IHM fica desabilitado para realização de comandos.
A Figura 8 mostra a tela de entrada do simulador SARFOS.
Figura 8 – Tela do simulador SARFOS
5.0 CONCLUSÃO
Com as informações simuladas o operador pode realizar as atividades de comando e controle da subestação obtendo resposta para cada ação realizada.
A Figura 9 apresenta a tela de operação do sistema elétrico onde o operador supervisiona o estado e medidas dos equipamentos de potência da subestação em tempo real e também é utilizada para simular estas mesmas informações.
Figura 9 – Tela de Operação do Sistema Elétrico – SE Boa Vista.
Pode-se utilizar a ferramenta de simulação para treinar os operadores da subestação, exercitar quando de programação de desligamento, analisar e avaliar as atividades desenvolvidas pela operação.
Além de apoiar nas atividades da operação esta ferramenta permite o desenvolvimento de novas funções ou melhorias no sistema de proteção, controle e supervisão – SPCS além do treinamento para capacitar a equipe de manutenção na programação da IHM.
Nos testes para validar a função de recomposição automática do sistema elétrico da subestação Boa Vista [2], foi utilizado o simulador do sistema de proteção, controle e supervisão para comparar as ações realizadas manualmente e o automatismo implementado no sistema.
Para os operadores que participaram dos testes, o simulador fornece condições confortáveis para manipular as informações, realizar testes que não podem ser feitos no sistema em operação, fixar os conhecimentos sobre as manobras na subestação, ensaiar ordens de manobras entre outras atividades.
A utilização da tecnologia digital nos equipamentos que compõem o sistema de proteção, controle e supervisão - SPCS tem trazido resultados positivos tanto no desenvolvimento das atividades da operação do sistema elétrico como nas ações da manutenção do sistema. Entretanto, a velocidade de do desenvolvimento tecnológico provoca uma lacuna em seu acompanhamento, portanto, há necessidade de construir ferramentas que apóiem na disseminação e capacitação das equipes de operação e manutenção dos sistemas.
A aplicação de simuladores do sistema de proteção, controle e supervisão propicia uma oportunidade de realizar ações que não podem ser realizadas no tempo real e com isso buscar a melhor forma de atuação no sistema elétrico.
6.0 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] J. A. Jardini, “Digital Systems for Automation of the Generation, Transmission and electric
power Distribution”, Academicals Edition, 1996.
[2] J. A. P. Moutinho, “Procedure for Automatic Restoration of Power Systems: a Practical
Application to the Boa Vista Substation”. MSc. Dissertation, Department of Electrical
Engineering, University of Brasilia, Brazil, February, 2003.
