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A transformação digital na Operação
do Sistema Interligado Nacional
7 a 9 de junho de 2021 - CURITIBA - PR
Acompanhamento das Intervenções em Tempo Real
Igor F. Visconti*, Marcelo Rosado da Costa, Juli Ling Ching Huang, Alexandre G.
Lages
Eletrobras CEPEL
Brasil
SUMÁRIO
A manutenção dos diferentes equipamentos do sistema elétrico tem sido uma preocupação nas empresas brasileiras. O acompanhamento destas intervenções em tempo real pelos Centros de Operação dos Sistemas (COS) das empresas é uma atribuição de grande importância desempenhada por estes centros. Todas as intervenções programadas, incluindo as restrições operativas, são analisadas pela área de pré-operação da empresa de forma a aumentar a confiabilidade da pré-operação do sistema.
O objetivo deste trabalho é apresentar uma ferramenta de acompanhamento da programação de indisponibilidade ou restrições operativas dos equipamentos elétricos a partir das intervenções programadas pela pré-operação, integrada no sistema SAGE (Sistema de Gerenciamento de Energia) desenvolvido pelo CEPEL.
Esta ferramenta, chamada de Programação de Desligamento de Equipamentos (PDEQ), executará no ambiente do SAGE, possibilitando o acompanhamento das intervenções pelo operador na interface do SAGE, como sinalizações através da lista de alarmes e também visualizações diferenciadas dos equipamentos fora de operação, ou prestes a sair, nos diagramas esquemáticos pertinentes . Para a integração com a plataforma SAGE, será utilizada uma arquitetura orientada a serviços que intermediará os acessos à base de dados tempo real, com as intervenções programadas ou em curso oriundas dos sistemas gerenciadores de desligamentos programados de equipamentos das empresas.
PALAVRAS CHAVE
Programação de intervenções, operação em tempo real, SAGE, CEPEL, ONS, integração de sistemas heterogêneas, arquitetura baseada em serviços.
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1. Introdução
O trabalho de manutenção dos diferentes equipamentos do sistema elétrico tem sido uma preocupação nas empresas brasileiras para manter o sistema mais robusto, tentando assim evitar possíveis ocorrências nas instalações da empresa. Portanto, o acompanhamento destas intervenções em tempo real pelos Centros de Operação do Sistema – COS das empresas é uma atribuição de grande importância desempenhada por estes centros. Todas as intervenções programadas, considerando, inclusive, as restrições operativas, são analisadas pela área de pré-operação da empresa de forma a aumentar a confiabilidade da operação do sistema.
Os COS das empresas necessitam de um sistema computacional com funções supervisórias de controle, aquisição, tratamento e distribuição de dados do sistema elétrico (SCADA) e funções EMS (Energy Management System) de modo a permitir o gerenciamento de energia em sistemas elétricos de potência. Para tanto, o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL) desenvolveu um sistema computacional chamado SAGE, Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia.
O SAGE foi concebido como um sistema distribuído de tempo real, com arquitetura aberta, rodando em plataformas heterogêneas de hardware, que implementa as funções SCADA, com suporte a múltiplos protocolos de comunicação. Também implementa um conjunto de funções EMS, dedicadas a determinar e monitorar a condição operativa corrente do sistema elétrico em tempo real. Esta arquitetura característica de sistemas abertos não tem somente o significado de uma especificação pública, mas, acima de tudo, define uma arquitetura que contempla características como portabilidade, expansividade, modularidade, interconectividade, interoperabilidade [1] [4] .
Este artigo irá descrever a arquitetura e implementação de um aplicativo intitulado Programação de Desligamentos de Equipamentos (PDEQ), cujo principal função é incorporar os dados de intervenções programadas oriundas de um sistema gerenciador de desligamentos programados de equipamentos da empresa (ou externo a ela), à base de tempo real do SAGE. Esta integração permitirá que as informações das intervenções programadas sejam apresentadas ao operador utilizando os recursos do SAGE, tais como disparo de alarmes específicos, visualizações em diagramas esquemáticos dos equipamentos com intervenções programadas ou em curso, tabelas com filtros associados às principais informações disponibilizadas (data, equipamento, instalação, agente responsável, características gerais da intervenção e dos prazos associados) e interface com as funções EMS.
O PDEQ irá gerenciar a troca de mensagens com sistemas externos ao SAGE, que podem ser gerenciados nos centros de operação da empresa que utiliza o SAGE, ou sistemas externos à rede da empresa, reunindo informações referentes a intervenções programadas (ou reprogramadas, canceladas, alteradas, em execução...) de forma integrada no SAGE.
2. Programação de intervenções
Convém que o gerenciamento da programação de interrupções garanta a implementação e o controle das atividades de manutenção durante interrupções planejadas e forçadas, de forma segura e eficiente. O planejamento de interrupção deve ser um processo contínuo envolvendo interrupções passadas, em curso e futuras, sejam elas periódicas ou não, programadas a partir de situações emergenciais (manutenções corretivas) ou realizadas a fim de atender a requisitos dos equipamentos (manutenções preventivas). Uma outra característica a ser destacada consiste na reprogramação de intervenções, cuja autoridade para realizar tal mudança tipicamente cabe aos centros de controle hierárquicos superiores.
No Brasil, os agentes devem encaminhar ao ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) suas solicitações de intervenções em instalações do Sistema Interligado Nacional (SIN), conforme modelo e sistemática definidos em rotina operacional que trata do processo de programação das intervenções [5]
3 • Intervenções, integrantes ou não dos Programas Mensais de Manutenção (PMM), quando acarretarem indisponibilidade ou restrição operativa em funções transmissão integrantes da rede básica e das interligações internacionais que são objeto de Contrato de Prestação de Serviço de Transmissão – CPST;
• Testes e demais intervenções em equipamentos da rede de operação que não impliquem indisponibilidade de função transmissão da Rede Básica e das Interligações Internacionais, acrescido das limitações à geração e demais restrições operativas em equipamentos da Rede de Operação decorrentes de intervenções fora da Rede de Operação.
Uma solicitação de intervenção deve trazer as seguintes informações básicas: agente solicitante, código(s) e tipo(s) do(s) equipamento(s) envolvido(s), subestação, função transmissão que ficará indisponível durante a intervenção, quando for o caso, período pretendido e tempo de retorno à operação, características como manutenção preventiva, corretiva, testes/energização de novos equipamentos, descrição detalhada dos serviços a serem executados, além das configurações/manobras necessárias. Também são requisitados dados referentes a condições climáticas impeditivas, descrição dos riscos de desligamentos acidentais, sejam em trabalhos executados em equipamentos sem desligamento, que podem afetar outros equipamentos ou intervenções em sistemas de proteção e controle. As intervenções são classificadas quanto ao tipo de equipamento, ou função transmissão, (linhas de transmissão, transformadores, reatores, capacitores...), quanto à caracterização (com ou sem desligamento, testes), quanto ao prazo de solicitação (programada em regime normal, programada em regime urgência, intervenção urgente e intervenção de emergência) [6] .
O Sistema de Gerenciamento de Intervenções (SGI) do ONS é o sistema computacional acessado pelos agentes para as intervenções programadas em instalações da rede de operação, bem como por usuários do ONS que exercem por sua vez o papel na aprovação, cancelamento, reprogramação de solicitações
de intervenção. A base do SGI é disponibilizada aos seus usuários através de relatórios. Assim, é
possível aferir o desempenho do ONS e dos agentes no que tange à antecedência das solicitações, percentual de cancelamentos, tempo médio de resposta do ONS às solicitações, além do histórico de uma intervenção, desde a sua solicitação até o registro da conclusão do serviço [7] .
O PDEQ tem por objetivo gerenciar a programação de indisponibilidade ou restrições operativas dos equipamentos elétricos fornecidas por sistemas gerenciadores de desligamentos programados de equipamentos da empresa. O PDEQ irá executar na instalação do SAGE de cada centro de controle e permitirá incorporar as informações referentes a entrada e saída de equipamentos na base de tempo real. Esta integração possibilita que aplicativos de análise de redes do SAGE, como Análise de Contingências e Fluxo de Potência, possam analisar e simular a alterações futuras de topologia do sistema devido a intervenções.
3. Arquitetura do PDEQ
A seguir, serão destacadas algumas partes do sistema do PDEQ, além de um resumo de configurações que alteram o comportamento do programa de acordo com os requisitos de cada operador.
3.1. Infraestrutura de comunicação
A arquitetura é composta de um Serviço Web denominado PDEQ Service que tem como função receber os dados dos desligamentos programados dos sistemas externos (como o SGI, do ONS, ou um sistema da empresa que utiliza o SAGE), incluir essas informações na base de tempo real do SAGE, e enviar de volta ao sistema externo o estado atual dos equipamentos, de acordo com as alterações feitas em campo, ou por ação do operador. O diagrama esquemático da Figura 1 ilustra esse fluxo de informações. O PDEQ Service envia uma mensagem com a lista de identificadores (Lista MRID) dos equipamentos e recebe uma lista de equipamentos (Desligamentos) com previsão de intervenção cadastrados pelo
Sistema Externo. Outra funcionalidade é o acesso aos dados via internet (Web Server) através de um
4 móvel, como um Tablet ou Smartphone. Adicionalmente, uma API (Application Programming
Interface) permite acesso a outras aplicações dos dados da base do PDEQ.
Figura 1 – Diagrma esquemático do fluxo de mensagens entre PDEQ e o Sistem Externo (SGI, no ONS) Entre o PDEQ Service e o Sistema Externo existe uma infraestrutura de mensagens que implementa uma fila de mensagens (Message Queue). O uso de uma fila de mensagens entre o serviço e o aplicativo torna a comunicação mais confiável, ao desacoplar o envio de mensagens entre o produtor (neste caso, o PDEQ Service) e o consumidor (Sistema Externo), permitindo que estes possam ser ativados, desativados ou até mesmo atualizados com o sistema em operação, sem a necessidade de interrupções totais no sistema. Outro ponto de destaque é que mensagens podem ser recuperadas a posteriori em momentos de falhas de comunicação ou desativação do serviço/aplicativo.
O módulo WS SOAP serve de interação básica entre o PDEQ APP e o PDEQ Service. O Módulo Web
Server disponibiliza as páginas HTML, Javascript e CSS e provê a interface de acesso para escrita,
atualização e visualização dos desligamentos no Tempo Real. Apresenta uma interface sim ples com os dados necessários para os operadores visualizarem os desligamentos programados, em andamento e já finalizados. Esta deve ser a principal tela de visualização dos operadores.
A API Rest inicialmente é utilizada somente internamente para a montagem das páginas HTML dinâmicas e inserção, atualização ou remoção de informações de desligamento do BD. O Javascript acessa a API Rest para leitura dos equipamentos, desligamentos e outras informações do BD. A API
Rest pode eventualmente ser exposta para que sistemas externos possam escrever no BD os dados de
desligamento, sem a necessidade de utilização das páginas HTML do Módulo Web. Entretanto, a melhor maneira de interagir com o sistema externo é via fila de mensagens.
O PDEQ APP é o aplicativo que escreve e lê os dados de Tempo Real na base do SAGE. A cada inicialização, ele envia uma mensagem com todos os ids (Lista MRID) de pontos/equipamentos
5 cadastrados no SAGE para o PDEQ Service via interface WS SOAP. O PDEQ APP obtém de forma periódica os últimos desligamentos do PDEQ Service e escreve na base de tempo real do SAGE.
3.1. Modelo de Dados
Na década de 90, o Electric Power Research Institute (EPRI) publicou os primeiros relatórios técnicos com o Common Information Model (CIM), cujo objetivo era estabelecer uma definição XML comum para os componentes elétricos de sistemas elétricos e sua topologia, curvas de carga, medições SCADA do estado operativo do sistema, programação da geração, da entrada e saída de equipamentos da rede, a fim de implementar uma semântica técnica para a troca de mensagens entre diferentes aplicativos utilizados nos diversos centros de operação que compõe um sistema de grande porte . O bem-sucedido padrão CIM passou a ser mantido e desenvolvido pelo Comitê Técnico 57 da International Electrotechnical Comission (IEC) e deu origem a uma série de normas que descrevem as principais funcionalidades de sistemas de gerenciamento de energia no escopo da transmissão [8] e distribuição [9] O modelo de dados utilizado no banco de dados utilizado pelo PDEQ Service foi baseado no pacote
Outage do modelo CIM [8] , cuja estrutura de dados atende aos requisitos para o gerenciamento de
intervenções em equipamentos (Figura 2).
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3.2. Parâmetros de configuração
O usuário poderá parametrizar informações utilizados pelo PDEQ, que são:
• Tolerância de atraso admissível antes da geração dos alarmes (default de 10 minutos); • Tolerância do intervalo do início previsto (default de meia hora seguinte)
• Tolerância do intervalo da conclusão prevista (default de meia hora seguinte)
• Tempo da intervenção máximo do último dia útil anterior à data da intervenção da função de integridade (default de 15h00).
• Inibição da emissão dos alarmes pelo PDEQ (default habilitado)
• Número de dias de armazenamento da programação das intervenções (default 15 dias).
• Número de dias do futuro de armazenamento da programação das intervenções (default 9 dias). • Intervalo de tempo para ativação por tempo do programa (default 1 minuto).
3.3. Tipos de Inicialização do PDEQ
Os aplicativos do SAGE tipicamente podem ter três tipos de ativação de um processo:
• Manual: Nas telas do programa PDEQ haverá um botão “Programação de Desligamento” que o usuário poderá executar o programa quando desejar.
Para este tipo de ativação é sinalizado nas telas que o motivo da execução foi MANUAL.
• Periódica: A cada x minutos, o PDEQ é executado para fazer uma verificação das intervenções em curso - Compara-se estados de equipamentos de manobra (disjuntores, chaves...) com as intervenções programadas do equipamento associado a fim de se verificar se houve uma mudança de abertura ou fechamento daquele seccionador.
o atualizar a base de dados de tempo real
o verificar os tempos de tolerância para geração de alarmes de aviso ao usuário. Para este tipo de ativação é sinalizado nas telas que o motivo da execução foi PERIODICA
• Evento: O programa executará imediatamente após a notificação de um evento que pode ser por:
o alteração da configuração de equipamentos identificada pelo Configurador de Rede ou pela
o inclusão/alteração das intervenções dos sistemas externos identificadas pelo PDEQ
Service
Para este tipo de ativação é sinalizado nas telas que o motivo da execução foi EVENTO.
4. Resultados
Os resultados a serem apresentados nesta seção correspondem às informações de saída do PDEQ para o operador. A base de dados do SAGE utilizada foi de um sistema elétrico exemplo de 65 barras e 5 usinas, a base de dados de demonstração do SAGE (demo_ems).
4.1. Lista de Alarmes
Na interface do visualizador de alarmes do SAGE, o usuário poderá monitorar periodicamente a programação de intervenções a partir dos alarmes gerados pelo PDEQ, que são:
• Intervenções informadas com início previsto para o dia em curso, ou para o dia seguinte sendo o mesmo em finais de semana ou feriados, se a intervenção foi cadastrada depois das horas default (tal como 15h00) do último dia útil antes da data da execução da intervenção - recebimento de uma nova intervenção pelo SGI no horizonte do tempo real;
• Ultrapassagem do prazo de tempo para o início ou término de uma intervenção. Deve existir a condição de se aplicar um tempo de atraso admissível antes da geração do alarme (tal como 5
7 ou 10 minutos de tolerância), bem como tempo para geração de novo alarme do mesmo motivo.
• Intervenções com início previsto para a meia hora seguinte, podendo esse intervalo ser configurável.
• Intervenções com conclusão prevista para a meia hora seguinte, podendo esse intervalo ser parametrizável.
• Para as intervenções diárias, devem existir alarmes semelhantes aos listados acima.
• A função de integridade (sincronização) deverá gerar um alarme sempre que receber novas intervenções com início previsto para o dia em curso, ou para o dia seguinte ou finais de semana ou feriados, se a intervenção foi cadastrada depois do horário default do último dia útil anterior à data da intervenção.
O alarme deverá ser reportado segundo a descrição conforme padrão abaixo: • A parte comum para todos os alarmes deverão conter:
o Hora
o Número da Intervenção o Equipamento Principal o Mensagem
• Nova Intervenção.
• Intervenção ultrapassou prazo de início / término. • Intervenção a ser iniciada em ½ hora.
• Intervenção não iniciada.
• Intervenção a ser encerrada em ½ hora. • Intervenção deveria ter sido encerrada.
O usuário poderá configurar na base de dados a eliminação automaticamente dos alarmes sempre que ele normalizar o fato gerador do alarme (iniciou, reprogramou, finalizou, cancelou). O usuário poderá ainda inibir a emissão dos alarmes pelo PDEQ.
4.2. Telas
A seguir, serão apresentadas algumas telas que podem ser acessadas por um navegador Web. A Figura 3 apresenta um exemplo de cadastro de uma intervenção
Figura 3 – Interface Web de cadastro de uma Intervenção
As caixas de seleção “Estações” e “Equipamentos” disponibilizam toda a lista de equipamentos da base de tempo real do SAGE, onde o usuário pode selecionar um ou mais equipamento da base e registrar uma solicitação de intervenção em um ou mais equipamentos, com informações referentes
8 aos horários previstos de chegada e saída da equipe de campo, de liberação e normalização para a operação.
A Figura 4 apresenta a intervenção cadastrada na Figura 3, cujos equipamentos selecionados para o serviço foram um gerador (UGE) e um transformador (TRF) de uma mesma subestação. Mas, as intervenções podem ser oriundas de um sistema externo da empresa que gerencia os desligamentos programados e apresentadas na Figura 4 também.
Figura 4 - Interface Web de visualização da(s) próximas intervenções
A Figura 5 mostra a convenção de cor utilizada para destacar que passou do horário de chegada da equipe de campo, devendo o operador reconhecer esse “alarme” gerado na interface de visualização de Alarmes do SAGE. Se esta intervenção ultrapassar o tempo previsto de finalização, o registro também ficará destacado na cor vermelha.
Figura 5 - Interface Web de visualização da Intervenção após o início previsto para a chegada da equipe
4.3. Visualização no Visor de Telas do SAGE
A Figura 6 apresenta um quadrado amarelo nos equipamentos sob intervenção, numa das telas com um diagrama esquemático do sistema que contém os equipamentos em questão.
9 Figura 6 – Visualização no diagrama esquemático do SAGE da manutenção preventiva na usina (UGE) da
estação 32 (pequeno quadrado amarelo)
5. Considerações Finais
Neste artigo, foi apresentado o Programa de Desligamentos de Equipamentos (PDEQ) do SAGE. Este aplicativo atende aos requisitos padronizados pelas normas IEC, referentes a sistemas de gerenciamento de energia (EMS), principalmente no que tange à integração entre sistemas heterogêneos, que se acoplam através de interfaces universais, como os modernos serviços Web de compa rtilhamento de dados (REST, SOAP...) e as interfaces do SAGE, possibilitando que dados oriundos de sistemas externos sejam incorporados na base de tempo real do SAGE.
O PDEQ permite a visualização das intervenções programadas na interface de gráfica do SAGE utilizadas pelas empresas, facilitando assim o acompanhamento destas intervenções pelos operadores.
A sinalização de ocorrências no sistema é um dos requisitos de sistemas supervisórios e o PDEQ permite acessar informações de mudanças futuras na topologia do sistema. Sendo assim, como trabalho futuro os aplicativos de análise de redes (Análise de Contingência e Fluxo de Potência do Operador) poderão incorporar essas informações no processamento de uma topologia da rede elétrica atualizada ou mesmo futura, que pode ser útil nos estudos de tempo real, por exemplo: inclusão automática de contingências relacionadas as intervenções de equipamentos elétricos a serem processadas pela função de Análise de Contingência, ou ainda, execução de um fluxo de potência do operador considerando as futuras intervenções de equipamentos num horizonte de meia hora.
6. Referências
[1] G. P. de Azevedo, B. Feijo and M. Costa, "An agent-based approach to EMS in open environments," PowerTech Budapest 99. Abstract Records. (Cat. No.99EX376), Budapest, Hungary, 1999, pp. 14-, doi: 10.1109/PTC.1999.826445.
10 [2] G. P. Azevedo, B. Feijo and M. Costa, "Control centers evolve with agent technology," in IEEE Computer Applications in Power, vol. 13, no. 3, pp. 48-53, July 2000, doi: 10.1109/67.849026.
[3] G. Pires de Azevedo, C. Sieckenius de Souza and B. Feijo, "Enhancing the human -computer interface of power system applications," in IEEE Transactions on Power Systems, vol. 11, no. 2, pp. 646-653, May 1996, doi: 10.1109/59.496134.
[4] G. P. Azevedo and A. L. Oliveira Filho, "Control centers with open architectures [power system EMS]," in IEEE Computer Applications in Power, vol. 14, no. 4, pp. 27 -32, Oct. 2001, doi: 10.1109/67.954524
[5] Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) Manual de Procedimentos de Operação – Módulo 10 – Submódulo 10.22 - RO-EP.BR-01: Programação de intervenções, Rev. 20, Brasília, outubro de 2010.
[6] Operador Nacional do Sistema (ONS) – Procedimentos de Rede – Planejamento da Operação Elétrica – Módulo 6 - Submódulo 6.5 – Programação de intervenções em instalações da rede de operação, Rev. 01, Brasília, janeiro de 2008.
[7] Operador Nacional do Sistema (ONS) – SGI – Sistema de Gestão de Intervenções: Manual do usuário, Rev. D, Brasília, Fevereiro de 2008.
[8] IEC 61970 - Energy management system application program interface (EMS-API); International Electrotechnical Commission Geneva Switzerland.
[9] IEC 61968 - Application integration at electric utilities - System interfaces for distribution management", International Electrotechnical Commission Geneva Switzerland.
