Universidade Federal do Rio de Janeiro

Escola Politécnica

Departamento de Engenharia Elétrica

Aplicação da Norma IEC 61850 na Proteção, Especificação

dos Equipamentos, Supervisão e Controle de Subestações

Autor:

_________________________________________________

Hugo Estevam de Freitas Picolo

Orientador:

_________________________________________________

Prof. Sebastião Ércules Melo de Oliveira, D. Sc.

Examinador:

_________________________________________________

Prof. Sergio Sami Hazan, Ph.D.

Examinador:

_________________________________________________

Eng. Washington Pinheiro

DEE

Novembro de 2013

ii

Picolo, Hugo Estevam de Freitas

Aplicação da Norma IEC 61850 na Proteção, Especificação

e Controle de Subestações / Rio de Janeiro: UFRJ / Escola

Politécnica / Departamento de Engenharia Elétrica, 2013

XIII, 112 p.: il. 29,7 cm.

Orientador: Sebastião Ércules Melo de Oliveira

Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica /

Departamento de Engenharia Elétrica, 2013.

Referências Bibliográficas: p. 97-98

1. Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. 2. A Norma

IEC 61850. 3. Sistemas de Automação de Subestações.

I. de Oliveira, Sebastião Ércules Melo. II. Universidade Federal

do Rio de Janeiro. III. Escola Politécnica. IV. Departamento de

Engenharia Elétrica

iii

AGRADECIMENTO

Primeiramente agradeço este trabalho a Deus, que me deu as graças necessárias

para toda e qualquer realização em minha vida.

Agradeço a minha noiva Andressa, que esteve sempre ao meu lado me apoiando

e dando força em todos os momentos.

Também agradeço a meus pais José Carlos, minha inspiração e referência para

cursar engenharia, e Lici, sempre presentes na minha educação, formação e no amor.

Finalmente, agradeço à UFRJ e a todo o corpo docente do Departamento de

Engenharia Elétrica, em especial ao meu orientador, professor Sebastião de Oliveira,

pelas disciplinas ensinadas durante o curso que me deram o conhecimento necessário

para a realização deste trabalho.

iv

RESUMO

Este trabalho busca apresentar a norma IEC 61850, protocolo de comunicação

que começa a ser utilizado no Brasil e já é utilizado em outros países em Sistemas de

Automação de Subestações. Além disso, busca estabelecer a formatação do arquivo que

permite especificar uma Subestação de distribuição primária de 34,5 kV – 13,8 kV.

Inicialmente é feita uma apresentação da Proteção de Sistemas Elétricos de

Potência e de seus principais componentes e características. Em seguida é introduzida a

norma IEC 61850, incluindo alguns conceitos básicos, razões para sua utilização,

arquiteturas que podem ser utilizadas e protocolos de comunicação, entre outras

características.

Após a descrição da norma referida, é feita uma breve introdução aos tipos de

arquivos de um Sistema de Automação de Subestações normatizado pela IEC 61850 e

seu esquema de funcionamento. Finalmente, é apresentado o Visual SCL, software que

permite a criação do arquivo que descreve o diagrama unifilar da subestação e seus nós

lógicos exigidos de acordo com a norma apresentada.

Palavras–Chave: IEC 61850, proteção, automação, subestação, diagrama unifilar, nó

lógico.

v

ABSTRACT

This work presents the IEC 61850 standard, communication protocol that starts

to be applied in Brazil and that is already used in other countries in Substation

Automation Systems. Other concern is to establish the formatting of the file that allows

the specification of a 34.5 / 13.8 kV primary distribution substation.

Initially, a presentation in Electric Power System Protection is described, along

with its main components and key characteristics. Follows an introduction of the 61850

standard, including some basic concepts, reasons for its adoption, architectures that can

be used and communication protocols, among other features.

After the description of the above standard, a brief introduction to the types of

files from a Substation Automation System regulated by IEC 61850 and its operation

scheme are presented. Then, the Visual SCL software that enables the creation of the

file that describes the substation single line diagram and its required logical nodes is

finally introduced.

Key words: IEC 61850, protection, automation, substation, single line diagram, logical

node.

vi

SIGLAS

AT – Alta Tensão

UFRJ – Universidade Federal do Rio de Janeiro

UAC – Unidade de Aquisição e Controle

UPC – Unidade de Processamento Central

ACSI – Abstract Communication Service Interface – Interface de Serviço de

Comunicação Abstrata

CDC – Common Data Classes – Classes de Dados Comuns

CID – Configured IED Description – Descrição Configurada de IED

CLP – Controlador Lógico Programável

EAT – Extra-Alta Tensão

FAT – Functional Acceptance Testing – Teste Funcional de Aceitação

GOOSE – Generic Oriented Object Substation Event – Evento Genérico de Subestação

Orientado a Objeto

GSE – Generic Substation Event – Evento Genérico em Subestação

GSSE – Generic Substation Status Event – Evento Genérico em Subestação do tipo

Status

ICD – IED Capability Description – Descrição da Capacidade do IED

IEC TC57 – Technical Committee 57 – Comitê Técnico 57

IED – Intelligent Electronic Device – Dispositivo Eletrônico Inteligente

IHM – Interface Homem-Máquina

LAN – Local Area Network – Rede de Área Local

LC – Logical Connections – Conexões Lógicas

LD – Logical Device – Equipamento Lógico

LN – Logical Node – Nó Lógico

LT – Linha de Transmissão

MICS – Model Implementation Conformance Statement – Declaração de Conformidade

de Implementação de Modelo

MMS – Manufacturing Message Specification – Especificação de Mensagem de

Fabricante

PC – Physical Connection – Conexão Física

PICOM – Comunicação de Pedaço de Informação

vii

PICS – Protocol Implementation Conformance Statement – Declaração de

Conformidade de Implementação de Protocolo

PIXIT – Protocol Implementation eXtra Information for Testing – Informação Extra de

Implementação de Protocolo para Teste

PMU – Phasor Measurement Unit – Unidade de Medição Fasorial

RAM – Reliability, Availability and Maintanability – Confiabilidade, Disponibilidade e

Manutenabilidade

RDP – Registradores Digitais de Perturbação

SAS – Sistema de Automação de uma Subestação

SAT – System Acceptance Testing – Teste de Aceitação do Sistema

SCL – Substation Configuration Language – Linguagem de Configuração da

Subestação

SCSM – Specific Communication Service Mapping – Mapeamento de Serviço

Específico de Comunicação

SCADA – Supervisory, Control and Data Acquisition System – Sistema de Supervisão,

Controle e Aquisição de Dados

SE – Subestação

SSD – arquivo de Descrição da Especificação de uma Subestação

TC – Transformador de Corrente

TP – Transformador de Potencial

TRT – Tensão de Restabelecimento Transitória

UAC – Unidade de Aquisição e Controle

UCP – Unidade Central de Processamento

UTR – Unidade Terminal Remota

WAN – Wide Area Network – Rede de Área Ampla

viii

Sumário

Capítulo 1 Introdução ....................................................................................................... 1

1.1 – Objetivo ............................................................................................................... 1

1.2 – Descrição ............................................................................................................. 1

Capítulo 2 Proteção de Sistemas Elétricos de Potência .................................................... 2

2.1 – Introdução ............................................................................................................ 2

2.2 – Proteção de Sistemas Elétricos de Potência ......................................................... 2

2.3 – Panorama Geral da Proteção de um Sistema........................................................ 6

2.3.1 – Zonas de proteção ............................................................................................. 6

2.3.2 – Proteção de Geradores ...................................................................................... 7

2.3.3 – Proteção de Transformadores ........................................................................... 8

2.3.4 – Proteção dos Barramentos ................................................................................ 9

2.3.5 – Proteção das Linhas .......................................................................................... 9

2.4 – Principais Equipamentos de Proteção ................................................................ 10

2.4.1 – Disjuntores ...................................................................................................... 10

2.4.1.1 – Disjuntores a Óleo .................................................................................. 11

2.4.1.2 – Disjuntores a Ar Comprimido ................................................................ 14

2.4.1.3 – Disjuntores a Vácuo ............................................................................... 16

2.4.1.4 – Disjuntores a SF6 .................................................................................... 19

2.4.1.5 – Seleção do Disjuntor Segundo o Tipo de Aplicação .............................. 23

2.4.2 – Transformadores de Corrente ......................................................................... 34

2.4.3 – Transformador de Potencial ........................................................................... 40

2.4.4 – Relés ............................................................................................................... 41

Capítulo 3 A Norma IEC 61850 ..................................................................................... 48

3.1 – Introdução .......................................................................................................... 48

3.2 – Razões para se Utilizar a IEC 61850 ................................................................. 51

3.3 – Conceitos Básicos .............................................................................................. 53

3.3.1 – Conceito de Nó Lógico (LN) ...................................................................... 57

3.4 – Sistema de Comunicação ................................................................................... 59

3.5 – Estrutura e Conteúdo da Norma ......................................................................... 62

3.6 – Requisitos para um Sistema Físico de Comunicação ......................................... 64

ix

3.7 – Independência de Comunicação por Aplicação ................................................. 65

3.8 – Serviços e Modelagem de Dados ....................................................................... 66

3.9 – Padrões das Ferramentas para Engenheiros ....................................................... 68

3.10 – Linguagem de Configuração de um SAS ........................................................ 69

3.11 – Topologia e Funções de Comunicação de um SAS ......................................... 70

3.12 – Os Modelos de Informação de um SAS .......................................................... 71

3.13 – Funções Modeladas pelos LNs ........................................................................ 72

3.14 – Topologias de Rede de um SAS baseado na IEC 61850 ................................. 73

3.15 – Requisitos de Testes ........................................................................................ 78

3.15.1 – Teste de Conformidade .......................................................................... 79

3.15.2 – Teste de Interoperabilidade .................................................................... 80

3.15.3 – Teste de Desempenho ............................................................................. 82

Capítulo 4 Descrição do Arquivo SSD ........................................................................... 84

4.1 – Introdução .......................................................................................................... 84

4.2 – Formatação do Arquivo SSD ............................................................................. 84

4.3 – Descrição dos LNs Utilizados: ........................................................................... 94

4.3.1 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Controle: C ................................... 94

4.3.2 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Proteção: P ................................... 94

4.3.3 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Medição: M .................................. 94

4.3.4 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Função Relacionada: R ................ 94

4.3.5 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Chaves: X ..................................... 94

4.3.6 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Transformadores Instrumentais: T 95

4.3.7 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Transformadores de Potência: Y .. 95

Capítulo 5 Conclusões .................................................................................................... 96

Bibliografia ..................................................................................................................... 97

Anexo A Arquivo SSD da Subestação ........................................................................... 99

x

Lista de Figuras

Figura 1 – Relés Eletromecânicos .................................................................................... 5

Figura 2 - Zonas de Proteção ............................................................................................ 7

Figura 3 - Classificação dos disjuntores ......................................................................... 11

Figura 4 - Disjuntores do tipo (a) GVO e (b) PVO ........................................................ 12

Figura 5 - Disjuntor GVO Light ..................................................................................... 13

Figura 6 - Interior do Disjuntor a Óleo ........................................................................... 13

Figura 7 - Disjuntor a Ar Comprimido ........................................................................... 14

Figura 8 - Unidade interruptora ...................................................................................... 15

Figura 9 - Corte de base dos contatos ............................................................................. 18

Figura 10 - Câmara de interrupção de um disjuntor a vácuo......................................... 19

Figura 11 - Rigidez Dielétrica x Pressão do SF6 e do ar ............................................... 20

Figura 12 - Esquema de operação do disjuntor a SF6 .................................................... 21

Figura 13 - Câmara Interruptora do Disjuntor a SF6 ..................................................... 22

Figura 14 - Exemplo de Diagrama Unifilar de uma SE com Barra Simples .................. 26

Figura 15 - Exemplo de Diagrama Unifilar de uma SE de Barra Simples com Bypass 27

Figura 16 - Exemplo de Diagrama Unifilar de uma SE de Barra Seccionada................ 28

Figura 17 - Exemplo do Diagrama Unifilar de uma SE com Barra Principal e

Transferência .................................................................................................................. 29

Figura 18 - Esquema de Barra Dupla com um Disjuntor ............................................... 31

Figura 19 - Exemplo de um Diagrama Unifilar do Esquema de Barra Dupla com dois

Disjuntores ...................................................................................................................... 31

Figura 20 - Exemplo do Esquema de Disjuntor e Meio ................................................. 32

Figura 21 - Exemplo do Diagrama Unifilar de um Barramento em Anel ...................... 34

Figura 22 - TC de uma SE da Light................................................................................ 35

Figura 23 - Esquema básico de um Transformador de Corrente .................................... 35

Figura 24 - TC do tipo Enrolado .................................................................................... 36

Figura 25 - TC do tipo Barra .......................................................................................... 36

Figura 26 - TC do tipo janela ......................................................................................... 37

Figura 27 - TC do tipo bucha ......................................................................................... 37

Figura 28 - TC de núcleo dividido.................................................................................. 38

xi

Figura 29 - TC com vários Enrolamentos Primários ...................................................... 38

Figura 30 - TC com Vários Núcleos Secundários .......................................................... 39

Figura 31 - TC com Vários Enrolamentos Secundários ................................................. 39

Figura 32 - TC do Tipo Derivação no Secundário ......................................................... 40

Figura 33 – Transformador de Potencial ........................................................................ 40

Figura 34 – Representação Esquemática do TP ............................................................. 41

Figura 35 - (a) Relé de Embolo; (b) Relé de Alavanca .................................................. 43

Figura 36 - Relé de Indução por Bobina de Sombra ..................................................... 43

Figura 37 - Relé de Sobrecorrente Eletromecânico ........................................................ 44

Figura 38 - Diagrama de Blocos Típico de um Relé Digital .......................................... 46

Figura 39 – Exemplo de Arquitetura de Comunicação Convencional de uma Subestação

........................................................................................................................................ 51

Figura 40 – Exemplo de Arquitetura de Comunicação de uma Subestação baseada na

IEC 61850 ....................................................................................................................... 53

Figura 41 – Configuração Atual da TC 57 ..................................................................... 54

Figura 42 – Meta da TC 57 ............................................................................................. 54

Figura 43 – Modelo de Interface de um SAS pela norma IEC 61850 ............................ 56

Figura 44 – Conceito de LN e Conexão Lógica ............................................................. 57

Figura 45 – Exemplos de Relações entre as Funções, LNs e Nós Físicos ..................... 58

Figura 46 – Visão geral de uma rede IEC 61850 ........................................................... 60

Figura 47 – Mensagem GOOSE ..................................................................................... 61

Figura 48 – (a) Mapeamento de interfaces lógicas para interfaces físicas, utilizando a IF

8 no barramento da estação, e , (b) utilizando a IF 8 no barramento de processos. ....... 65

Figura 49 – Modelo de Referência Básico ..................................................................... 66

Figura 50 – A abordagem de modelagem da série IEC 61850 ....................................... 68

Figura 51 – Troca de Parâmetros do Sistema ................................................................. 69

Figura 52 – Exemplo da Topologia de Automação de Subestação ................................ 71

Figura 53 – Exemplo de Topologia com Switch Único ................................................. 75

Figura 54 – Exemplo de Topologia Estrela .................................................................... 76

Figura 55 – Topologia Dupla Estrela ............................................................................. 77

Figura 56 – Topologia em Anel Simples ........................................................................ 77

Figura 57 – Conexões Realizadas para o Teste de Conformidade ................................. 79

Figura 58 - Sistema para Teste de Interoperabilidade de Vários IEDs .......................... 82

Figura 59 – Processo de Engenharia............................................................................... 85

xii

Figura 60 – Diagrama Unifilar da Subestação ............................................................... 87

Figura 61 – Divisão dos Vãos da Subestação ................................................................. 89

Figura 62 – Visual SCL .................................................................................................. 91

Figura 63 – Modelagem da Subestação / Arquivo SSD ................................................. 92

Figura 64 – Subestação ................................................................................................... 93

xiii

Lista de Tabelas

Tabela 1 – Funções de Proteção Segundo a ANSI ......................................................... 47

Tabela 2 – "Ilhas de Dados" ........................................................................................... 49

Tabela 3 – Tipos de Mensagens ..................................................................................... 59

Tabela 4 – Grupos de LNs definidos pela IEC 61850 .................................................... 73

1

Capítulo 1

Introdução

1.1 – Objetivo

Esse trabalho tem como objetivo apresentar as características da Proteção de

Sistemas Elétricos, detalhar um exemplo de como introduzir um novo padrão de

comunicação de um SAS de uma SE de distribuição, a norma IEC 61850 e a formatação

do arquivo que permite especificar uma SE de distribuição primária de 34,5 kV – 13,8

kV.

1.2 – Descrição

No capítulo 2 são introduzidas as características e os principais equipamentos

utilizados em um sistema de Proteção de Sistemas Elétricos.

O capítulo 3 apresenta a norma IEC 61850, seus conceitos básicos, objetivos, e

uma visão geral de sua aplicação, topologias, entre outros.

O capítulo 4 mostra como foi feita a formatação do arquivo de descrição de uma

subestação de distribuição de 34,5 kV - 13,8 kV utilizando o software Visual SCL, de

acordo com a norma apresentada.

As conclusôes são apresentadas no capítulo 5 que também aponta os resultados

da descrição do arquivo SSD em relação à norma IEC 61850 e de análise final sobre o

tema.

2

Capítulo 2

Proteção de Sistemas Elétricos de

Potência

2.1 – Introdução

Este capítulo descreve as principais características da Proteção dos Sistemas

Elétricos de Potência e os seus principais equipamentos. São apresentados os principais

tipos de disjuntores, as características básicas dos transformadores de corrente (TC), dos

transformadores de potencial (TP) e dos relés de proteção de acordo com o seu tipo

(eletromecânicos, estáticos e digitais), além das principais funções de proteção que

serão utilizadas no Capítulo 4 para a formatação do arquivo que descreve a subestação

baseada na norma IEC 61850.

2.2 – Proteção de Sistemas Elétricos de Potência

Os sistemas elétricos de potência são constituídos por conjunto de equipamentos

como geradores, transformadores, disjuntores, linhas de transmissão, subtransmissão e

distribuição cujo principal objetivo é fornecer energia elétrica aos consumidores de

forma confiável, econômica e ininterrupta [6].

A proteção dos sistemas elétricos tem por objetivo isolar o equipamento

defeituoso de forma rápida e confiável, prejudicando apenas uma pequena parcela da

rede elétrica, evitando perdas de carga, além de proteger os equipamentos e também

preservar a condição física de pessoas. Para isso, certos requisitos devem ser

preenchidos:

3

‒ Confiabilidade;

‒ Sensibilidade;

‒ Velocidade;

‒ Seletividade.

As causas básicas dos defeitos encontrados são [6]:

‒ Sobrecarga: é o aumento da corrente de carga acima de seu valor nominal e que

provoca o aumento da temperatura dos equipamentos do sistema elétrico;

‒ Curto–circuito: são provocados geralmente por descargas atmosféricas, mas

podem ocorrer ainda por causa de falhas no isolamento e galhos de árvores,

entre outras causas.

‒ Surtos: são tensões ou correntes elevadas provocadas principalmente por

corrente de magnetização de transformador, partida de motor, chaveamento,

rejeição repentina de carga, etc.

A proteção geralmente é implementada através de esquemas de proteção, que

são basicamente comandados por relés que tem como função primordial identificar os

defeitos, localizá-los da maneira mais precisa possível e emitir alerta ao operador do

sistema, promovendo o isolamento do defeito (abrindo os disjuntores).

Os primeiros relés de proteção utilizados eram de tecnologia eletromecânica,

normalmente do tipo unifunção [1]. O sistema de controle e supervisão associado, por

sua vez, era constituído por chaves de controle e chaves seletoras, lâmpadas

indicadoras, barramento mímico, instrumentos de medição indicativa e por um ou mais

anunciadores de alarme.

Os dispositivos de controle eram distribuídos em painéis de controle e os relés

em painéis de proteção. Em tensões de 138 kV até 345 kV utilizava-se, em geral, um

painel de controle e um painel de proteção para cada saída de linha ou transformador,

além de um ou mais painéis para as funções comuns. Nas subestações de 500 kV e 765

kV, a quantidade de relés e dispositivos de controle era tal que cada saída requeria,

muitas vezes, 2 painéis de controle e 2 painéis de proteção. Todos estes painéis eram

localizados numa casa de controle que, em alguns casos, precisava ser ampliada para

comportar mais painéis e cabos.

4

Nas SEs e usinas de maior porte, um grande espaço era necessário para

acomodar todos estes painéis, aumentando o custo das edificações necessárias para

abrigá-los. Adicionalmente, o fato de as diferentes lógicas utilizadas nos circuitos de

controle e intertravamentos serem implementadas por ligação física de contatos (em

série ou em paralelo) através de fios, era requerido que um conjunto independente de

contatos auxiliares dos disjuntores e chaves seccionadoras fosse utilizado para cada uma

das diferentes lógicas necessárias, aumentando muito a cablagem. Como alternativa,

podiam-se utilizar relés auxiliares que, porém, aumentavam a fiação interna e o custo

dos painéis.

Em vista das distâncias envolvidas e do grande número de cabos por vão, estas

subestações e usinas requeriam, muitas vezes, dezenas ou até centenas de quilômetros

de cabos de controle, bem como as respectivas estruturas para contê-los (eletrodutos,

dutos, canaletas e bandejas). Todos estes fatores oneravam o custo das instalações e

dificultavam muito a manutenção.

Como os níveis de tensão em um sistema elétrico são normalmente elevados, os

relés operam com mais segurança quando energizados por transformadores de tensão e

corrente. Os transformadores de potencial (TP) e de corrente (TC) são transformadores

destinados apenas a alimentar os equipamentos de medição, controle e proteção. Os

equipamentos de proteção encontrados em um sistema elétrico de potência são

basicamente, os relés, TCs, TPs, banco de baterias, disjuntores e contatos

auxiliares.

Esses equipamentos exigiam cuidados na instalação e no seu ajuste, pois

pequenas peças mecânicas eram utilizadas na sua montagem, além dos relés suportarem

apenas uma ou duas funções de proteção, o que exigia a utilização de vários relés para

funções de retaguarda, mais cabos e mais espaço físico nos painéis. Na figura 1 podem

ser vistos alguns relés eletromecânicos.

5

Figura 1 – Relés Eletromecânicos

Estes relés ainda são muito encontrados em uso em diversas concessionárias no

Brasil. Porém aos poucos estão sendo substituídos por equipamentos mais modernos

devido à falta de peças de reposição.

Com o desenvolvimento dos semicondutores surgiram os primeiros relés

eletrônicos, também conhecidos como relés estáticos por não possuírem partes móveis.

Estes relés exigiam cuidados de instalação, como por exemplo, um melhor controle de

temperatura, umidade, e das interferências eletromagnéticas.

Os elementos básicos que constituem um relé eletrônico são a unidade

conversora, as unidades de medição e de saída e a fonte de alimentação. Eles foram

utilizados por pouco tempo no setor elétrico devido a pouca aceitação e ao aparecimento

posterior dos relés digitais.

Com a melhoria dos microprocessadores, surgiram os primeiros relés digitais.

Esses equipamentos utilizam em seus algoritmos os princípios dinâmicos dos relés

eletromecânicos e a evolução da eletrônica digital [1]. Os relés digitais atuais são

chamados de Dispositivos Eletrônicos Inteligentes que, além das funções de proteção,

possuem funcionalidades adicionais de outros equipamentos, como medição de

grandezas analógicas, monitoramento de disjuntores, comutadores de tap, monitores de

qualidade de energia, PMUs, CLPs, reguladores de tensão, alarmes, etc.

6

Os relés digitais estão hoje sendo bastante utilizados em novos projetos de

Sistemas Elétricos de Potência e na substituição de relés eletromecânicos e estáticos.

Algumas de suas vantagens são a velocidade, confiabilidade, integração digital e

flexibilidade funcional.

2.3 – Panorama Geral da Proteção de um Sistema

No momento crítico de um defeito, a continuidade da distribuição de energia

depende muito do correto funcionamento dos dispositivos de proteção existentes. Tem

sido fabricado um grande número de esquemas de proteção destinados às partes e

equipamentos das instalações. Nesse item será feito um esboço geral das zonas de

proteção e as proteções usuais relativas a transformadores, barramentos e linhas de

transmissão.

2.3.1 – Zonas de proteção

A atuação da Proteção de Sistemas Elétricos se encontra em três níveis que são

conhecidos como proteção principal, proteção de retaguarda e proteção auxiliar [6].

Proteção principal: Em caso de faltas dentro da zona protegida, é quem deverá

atuar primeiro;

Proteção de retaguarda: proteção que só deverá atuar quando houver falha na

proteção principal;

Proteção auxiliar: é constituída por funções auxiliares das proteções principal e

de retaguarda, cujos objetivos são sinalização, alarme, temporização, intertravamentos,

etc.

Podem ser observados na figura 2 os diversos níveis da proteção de um sistema

elétrico (geração, transmissão e distribuição) e possível posição dos disjuntores para

cada zona de proteção [13].

7

Figura 2 - Zonas de Proteção

2.3.2 – Proteção de Geradores

Os dispositivos usuais de proteção de geradores podem ser classificados em duas

categorias principais e que compreendem: a) medidas preventivas e dispositivos de

proteção contra os defeitos externos ao gerador, e b) proteção contra defeitos internos

dos mesmos.

Ao lado de alguns dispositivos não associados diretamente a operação dos relés,

tais como para-raios, indicadores de circulação de óleo, termostatos, etc., os seguintes

elementos fazem parte do primeiro grupo [16]:

Relés térmicos, contra as sobrecargas;

Relés temporizados, a máximo de corrente, contra os curtos-circuitos;

Relés a máximo de tensão contra as elevações de tensão devidas às manobras

normais do sistema;

Relés sensíveis a corrente de sequencia negativa, para proteção contra

funcionamento sob carga assimétrica ou desequilibrada;

Relés de potência inversa, para impedir o funcionamento do gerador como

motor, etc.

No grupo de proteção contra os defeitos internos, os seguintes dispositivos são

basicamente encontrados:

8

Proteção diferencial contra os curtos-circuitos entre elementos de enrolamentos

de fases diferentes;

Proteção contra os defeitos à massa do estator;

Proteção contra os defeitos à massa do rotor;

Proteção contra os curtos-circuitos entre espiras da mesma fase;

Proteção contra a abertura acidental ou não dos circuitos de excitação.

Além desses, há os dispositivos intimamente ligados à proteção do gerador: dis-

positivos de rápida desexcitação, que evitam uma destruição maior dos enrolamentos

devido à sua própria tensão interna, e a proteção contra incêndio, que atua na extinção

de fogo iniciado pelos arcos voltaicos dos defeitos.

2.3.3 – Proteção de Transformadores

Deve-se considerar basicamente as proteções contra as sobrecargas e os curto-

circuitos.

Na proteção contra curto-circuito encontram-se [16]:

Para grandes transformadores desempenhando papel importante na

continuidade do serviço,

Proteção diferencial;

Proteção Buchholz.

Para unidades menores que 1000 kVA, e para transformadores de média

potência em sistemas radiais,

Relés de sobrecorrente temporizados;

Fusíveis.

Na proteção contra sobrecargas usam-se:

Imagens térmicas;

Relés térmicos.

Embora a construção dos transformadores tenha atingido um nível técnico bas-

tante elevado, devem ser consideradas duas causas principais de defeito nos seus isola-

9

mentos resultantes de: sobretensões de origem atmosférica e aquecimento inadmissível

dos enrolamentos devido a sobrecargas permanentes ou temporárias repetitivas, mas

que, mesmo sendo toleráveis na operação do sistema, conduzem ao envelhecimento

prematuro do isolante dos enrolamentos e, finalmente, aos curto-circuitos entre espiras

ou mesmo entre fases.

2.3.4 – Proteção dos Barramentos

De um modo geral, é muito importante uma rápida proteção das barras pois,

frequentemente, produzem-se grandes concentrações de energia nesses locais, o que

conduz, em caso de defeito, a grandes prejuízos materiais e sérias perturbações à

operação do sistema elétrico.

Diversos fatores dificultam a generalização da proteção de barramentos [16]:

‒ Exigência absoluta de segurança de serviço e seletividade, já que os

desligamentos intempestivos podem ter repercussões desagradáveis sobre a

distribuição da energia e sobre as interconexões;

‒ No caso de barras múltiplas e/ou seccionadas, a comutação a ser feita

automaticamente nos circuitos dos serviços auxiliares, em caso de defeito

numa seção, torna-se complexa. A considerar a exigência de manutenção da

seletividade, para cada forma de acoplamento.

Assim, a estrutura da proteção depende das particularidades de cada caso.

Basicamente há, entre outras, as seguintes possibilidades:

‒ Colocação de relés temporizados, tipo impedância mínima, nas linhas de

alimentação conectadas ao barramento;

‒ Uso de relés de sobrecorrente em conexão diferencial, ou relés diferenciais

compensados, enxergando o somatório das correntes que saem da barra;

2.3.5 – Proteção das Linhas

O defeito mais importante nas linhas é o curto-circuito, mas a sobrecarga

também deve ser considerada. Por mais que nas redes de alta ou extra-alta tensão se

deva obter rapidez máxima de desligamento por motivo de manutenção da característica

de estabilidade eletromecânica, pode-se admitir, para redes menos sensíveis, tempos de

10

desligamento maiores. Quanto menor for a exigência de alta velocidade no

desligamento, mais simples serão os equipamentos de proteção, e a simplicidade é um

objetivo muito procurado neste caso. Os recursos listados abaixo são os mais usuais

nesse tipo de proteção [16]:

‒ Proteção temporizada, com relés de sobrecorrente de tempo definido – nos

casos de redes radiais ou redes em anel com disjuntor de acoplamento abrindo

instantaneamente;

‒ Proteção temporizada, com relés de sobrecorrente de tempo inverso – nos

casos de média tensão onde a corrente de curto-circuito é largamente superior

à corrente nominal do relé;

‒ Proteção direcional de sobrecorrente temporizada – usadas nas redes de até

20 kV com alimentação unilateral;

‒ Proteção com relés de distância – para redes de alta ou extra-alta tensão;

‒ Proteção diferencial longitudinal, por fio-piloto – usadas nas linhas aéreas e

em cabos de média e alta tensão.

A proteção contra sobrecarga deve permitir a máxima utilização da linha, sem

que o aquecimento resultante a danifique. Para isso, são utilizados relés térmicos com

tempo de operação igual ou inferior àquele do cabo a proteger.

2.4 – Principais Equipamentos de Proteção

2.4.1 – Disjuntores

A principal função dos disjuntores é a interrupção de correntes de falta tão

rapidamente quanto possível, de forma a limitar a um mínimo os possíveis danos

causados aos equipamentos pelos curto-circuitos [6].

Além das correntes de falta, o disjuntor deve ser capaz de interromper correntes

normais de carga, correntes de magnetização de transformadores e reatores e as

correntes capacitivas de bancos de capacitores e de linhas em vazio.

Ele deve também ser capaz de fechar circuitos elétricos não só durante

condições normais de carga como na presença de curtos-circuitos. As funções mais

utilizadas por eles são, em primeiro lugar, a condução de correntes de carga na posição

fechada, seguindo-se o isolamento entre duas partes de um sistema elétrico [10].

11

Os disjuntores devem ser mecanicamente capazes de abrir em tempos muito

curtos, após terem permanecido na posição fechada por vários meses. Esta exigência

impõe cuidados especiais no projeto do equipamento, no sentido de reduzir a um

mínimo as massas das partes móveis e de garantir a mobilidade das válvulas, ligações

mecânicas, etc.

Eles são classificados como mostrado na figura 2 [11]:

Figura 3 - Classificação dos disjuntores

2.4.1.1 – Disjuntores a Óleo

São disjuntores cujos contatos principais operam imersos em óleo isolante que

serve tanto para extinção do arco elétrico como para isolar as partes energizadas no

contato com o tanque. Nesses disjuntores, o meio isolante e de extinção é o óleo mineral

isolante onde os contatos móveis, de forma cilíndrica ou retangular com a ponta

formada por uma pastilha de liga de tungstênio resistente à ação corrosiva do arco

elétrico, podem sofrer ação corrosiva. Isto pode resultar na necessidade de substituição

dos contatos após determinado período de operação [10].

12

Nos disjuntores a óleo pode-se distinguir dois efeitos principais de extinção do

arco voltaico: o efeito de hidrogênio e o efeito de fluxo líquido [11]. O efeito de

hidrogênio consiste no fato de que em elevada temperatura, o arco elétrico decompõe o

óleo, liberando de tal modo vários gases onde o hidrogênio predomina. Já o efeito de

fluxo líquido consiste em liberar óleo mais frio sobre o arco elétrico de maneira que

grandes quantidades de calor possam ser retiradas pelos gases resultantes.

Os disjuntores a óleo estão basicamente divididos em: disjuntores de grande

volume de óleo (GVO) e de pequeno volume de óleo (PVO) (ver figura 4). No caso

dos GVO de pequena capacidade, as fases ficam imersas em um único recipiente

contendo óleo, que é usado tanto para a interrupção das correntes quanto para prover o

isolamento. Nos disjuntores de maior capacidade, o encapsulamento é monofásico. Já

nos PVO, é projetada uma câmara de extinção com fluxo forçado sobre o arco,

aumentando-se a eficiência do processo de interrupção da corrente e diminuindo-se

drasticamente o volume de óleo do disjuntor. A manutenção dos disjuntores a PVO

requer cuidados especiais quanto ao óleo isolante, contatos, buchas, atuador

mecânico e circuitos auxiliares.

A maior vantagem do disjuntor GVO sobre o PVO é a grande capacidade de

ruptura em curto-circuito em tensões de 138 kV [10].

(a) Disjuntor GVO

(b) Disjuntor PVO

Figura 4 - Disjuntores do tipo (a) GVO e (b) PVO

13

Podemos ver nas figuras 5 e 6, um exemplo de um disjuntor do tipo GVO

encontrado em uma SE da Light [15].

Figura 5 - Disjuntor GVO Light

Figura 6 - Interior do Disjuntor a Óleo

14

2.4.1.2 – Disjuntores a Ar Comprimido

Neste tipo de disjuntor, o mecanismo eletropneumático preenche duas funções

simultaneamente, ou seja, proporcionar a operação mecânica do disjuntor através da

abertura e fechamento dos contatos e também a de efetuar a extinção do arco,

fornecendo ar na quantidade e pressão necessárias para tal. O principio da extinção é

basicamente simples, consistindo em criar-se um fluxo de ar sobre o arco, fluxo este

provocado por um diferencial de pressão, quase sempre descarregando o ar comprimido

após a extinção para a atmosfera após a extinção [10].

Praticamente todos os modelos mais recentes de disjuntores a ar comprimido

usam o principio de sopro axial, ou seja, o arco é distendido e “soprado” axialmente em

relação aos bocais e contatos, sendo que, dentro deste principio geral, pode-se

classificar ainda o sistema de extinção (bocais) em duas categorias: o sistema de sopro

unidirecional e o sistema de sopro bidirecional.

No sistema unidirecional, somente um dos contatos é oco, permitindo a saída do

ar após a extinção somente em uma direção. No segundo, ambos os contatos, fixo e

móvel, são ocos e o arco expande-se em ambas as direções, como se pode observar na

figura 7 abaixo:

Figura 7 - Disjuntor a Ar Comprimido

Na figura 8 podemos ver a unidade interruptora e a descrição do seu

funcionamento:

15

Figura 8 - Unidade interruptora

A haste principal de acionamento (1) é movimentada para cima, acionando a

válvula de controle (2) que liberta o ar comprimido para o êmbolo da válvula de sopro

(3) e para o tubo de comando (4). Esse tubo irá acionar o disco da válvula de escape (5)

que ativa o contato móvel (7) abrindo-o e, ao mesmo tempo, libertando o ar comprimido

do interior da câmara para a atmosfera através de (6). Neste mesmo período de tempo, o

êmbolo da válvula de sopro (3) também liberta o ar do interior da câmara para a

atmosfera.

Cria-se, assim, uma diferença de pressão dentro da câmara, que irá provocar um

fluxo de ar desionizado e frio entre os contatos das duas direções (pois ambos os

escapes (2) e (3) estão em sentidos opostos), extinguindo-se o arco voltaico. Deste

modo, o movimento de abertura dos contatos é feito em duas etapas, a primeira para a

extinção do arco e, após um pequeno retardo e fecho das válvulas de escape e sopro, a

segunda etapa em que os contatos atingem a sua posição final de abertura [10].

A fim de que o ar comprimido possa cumprir com êxito as funções de meio

acionador, de meio extintor e de meio isolante do disjuntor, ele deve ter características

de pureza, ausência de unidade e pressão adequadas para tal. Isto é conseguido através

de unidades centrais de ar comprimido, compostas de compressores, filtros, desumidi-

ficadores, etc.

Embora possam ser usados em toda a gama de tensões, os disjuntores de ar

comprimido encontram a sua gama de aplicação em AT e em EAT, ou seja, acima de

245 kV. As suas características de rapidez de operação (abertura e fechamento) aliadas

16

às boas propriedades extintoras e isolantes do ar comprimido, assim como a segurança

de um meio extintor não inflamável quando comparado ao óleo, garantem uma posição

de destaque a estes disjuntores nos níveis extremos de tensão.

Vantagens dos disjuntores de ar comprimido [10]:

‒ Disponibilidade total do meio extintor;

‒ A mobilidade do meio extintor, que é também o meio de acionamento, com alta

velocidade de propagação, permite que ele seja canalizado para acionar contatos

principais, a abertura e o fechamento, com mecanismos relativamente leves, o

que torna estes disjuntores bastante rápidos e, portanto, aptos a atuar em EAT;

‒ Pode-se ajustar a capacidade de interrupção e propriedades de isolação,

variando-se a pressão de operação;

‒ A compressibilidade do meio extintor, ao contrário do óleo, permite que as

estruturas estejam isentas das ondas de choque transitórias geradas pelo arco

voltaico;

Desvantagens dos disjuntores a ar comprimido:

‒ Alto custo do sistema de geração de ar comprimido, principalmente em

pequenas instalações onde cada disjuntor tem que ter a sua própria unidade

geradora, bem como reservatórios de alta pressão;

‒ A distribuição do ar comprimido em alta pressão por toda a SE no caso de

unidades centrais de geração, além de ter um alto custo, requer uma constante

manutenção;

‒ No caso de operação junto a áreas residenciais onde existem limitações de nível

de ruído, é obrigatório o uso de silenciadores para estes disjuntores;

2.4.1.3 – Disjuntores a Vácuo

As propriedades do vácuo como meio isolante são mais conhecidas e as

primeiras tentativas de se obter a interrupção de uma corrente alternada em câmara de

vácuo datam de 1926, quando foi interrompida com sucesso uma corrente de 900 A em

40 kV. No entanto, as dificuldades técnicas da época referentes à técnica de vácuo,

disponibilidade de materiais e métodos de fabricação, que garantissem uma câmara com

vácuo adequado, isenta de impurezas e vazamentos, fez com que a introdução destes

17

disjuntores fosse postergada para a da década de 60, com sua produção em grandes

volumes para média tensão começando realmente no início dos anos 70.

‒ Arco voltaico a vácuo: esta expressão, a principio, pode parecer contraditória,

pois a existência de um arco voltaico pressupõe a existência de íons positivos e

elétrons que, por assim dizer, lhe sirvam de caminho. No vácuo não existe, a

principio, possibilidade de se encontrar estas partículas. No caso dos disjuntores

a vácuo, os íons positivos e elétrons são fornecidos pela nuvem de partículas

metálicas provenientes da evaporação dos contatos, formando assim o substrato

para o arco voltaico [10].

Após a interrupção de corrente, estas partículas depositam-se rapidamente na

superfície dos contatos, recuperando-se, assim, a rigidez dielétrica entre os

mesmos. Esta recuperação da rigidez dielétrica é muito rápida nos disjuntores a

vácuo, o que permite altas capacidades de ruptura em câmaras relativamente

pequenas. O arco voltaico no vácuo pode ser de dois tipos:

‒ Arco difuso: quando se interrompem pequenas correntes, até aproximadamente

10 kA, tem-se a formação do arco difuso, ou seja um arco distribuído por toda a

superfície dos contatos. A superfície dos contatos, apesar de lisa, possui uma

micro-rugosidade responsável pela formação de últimos pontos de contato que

irão aquecer-se na separação galvânica dos mesmos, devido à alta densidade de

corrente (104A/cm a 10

9A/cm).

Formam-se focos de emissão iónica que irão irradiar os íons e elétrons

responsáveis pela formação de um pequeno arco voltaico. Em toda a superfície

dos contatos, tem-se, da mesma maneira, a formação de inúmeros arcos

paralelos, dando origem ao chamado arco difuso.

‒ Arco contraído: A partir de um determinado valor de corrente

(aproximadamente 10 kA), o arco voltaico se contrai, tornando possível localizar

um foco de emissão iónica sobre os contatos de alguns milímetros de diâmetro.

A transição do arco difuso para o arco contraído é provocada pelo aumento do

campo magnético dos vários arcos paralelos com o aumento de corrente cujas

forças de atração começam a superar as forças termodinâmicas do plasma que

sustentavam estes arcos. Com isto, os focos de emissão iônica se deslocam e se

juntam, formando um foco único e contraindo o arco. A ação deste foco sobre os

contatos seria prejudicial, em termos de extinção. Um foco destas dimensões,

fixo sobre os contatos, possui uma constante de tempo de resfriamento muito

18

grande (de alguns milissegundos) devido à grande quantidade de vapor emitido.

Portanto, resulta uma deposição muitíssimo mais lenta das partículas metálicas

sobre os contatos, após o zero de corrente, com consequente redução da

capacidade de ruptura até valores inadmissíveis. A fim de se evitar essa ação

prejudicial do arco contraído, usa-se o efeito do campo magnético gerado pelo

próprio arco, a fim de fazê-lo percorrer todo o contato, atuando assim sempre

sobre a camada de metal frio. Com isto, elimina-se o efeito da erosão sobre os

contatos e evita-se a formação de uma coluna de plasma estável, difícil de

extinguir. Para obter este efeito, é comum efetuar o corte da base dos contatos

em ângulos pré–determinados, como mostra a figura 9.

Figura 9 - Corte de base dos contatos

O disjuntor a vácuo possui uma grande segurança de operação, pois não

necessitam de suprimento de gases ou líquidos e não emite chamas ou gases.

Praticamente não requerem manutenção, possuindo uma vida extremamente longa em

termos de número de operações a plena carga e em curto.

A relação capacidade de ruptura/ volume é grande, tornando estes disjuntores

bem apropriados para o uso em cubículos. Devido à ausência de meio extintor gasoso

ou líquido, podem ser aplicados para religamentos automáticos múltiplos. Na figura 10

pode ser visto a câmara de interrupção de um disjuntor a vácuo.

19

Figura 10 - Câmara de interrupção de um disjuntor a vácuo

2.4.1.4 – Disjuntores a SF6

Antes de apresentar as características deste tipo de disjuntor, algumas

propriedades do gás SF6 são ressaltadas. Este gás possui uma série de propriedades

físicas e químicas que o torna um meio isolante e extintor por excelência. O SF6 é um

gás incombustível, não venenoso, incolor, inodoro. Devido à sua estrutura molecular

simétrica, é extremamente estável e inerte até cerca de 5000ºC, comportando-se,

portanto, como um gás nobre. O SF6 é armazenado em um sistema fechado e fica

praticamente isento de umidade por toda a vida útil do equipamento [13].

Além disso, existe a presença de filtros com elementos desumidificadores para

qualquer eventualidade, de maneira que, o problema de umidade e de suas

consequências seja praticamente inexistente. Com um peso especifico de 6,14g/l, ele é

cinco vezes mais pesado que o ar. As características isolantes do SF6 variam em função

da pressão (na realidade em função da densidade) e são bastante superiores aquelas dos

meios isolantes mais comuns usados em disjuntores que são o óleo mineral e o ar

20

comprimido. A figura 11 mostra uma comparação de rigidez dielétrica entre esses meios

isolantes.

Figura 11 - Rigidez Dielétrica x Pressão do SF6 e do ar

‒ Disjuntores a SF6 de dupla pressão [10]: Estes disjuntores constituem a 1ª

geração de disjuntores a SF6. Hoje, praticamente não são mais fabricados,

cedendo o seu lugar aos disjuntores de pressão única (2ª geração) de construção

extremamente mais simples.

Como o próprio nome indica, o disjuntor de pressão dupla incorpora no seu

interior um circuito de alta pressão de SF6 (20 bar) e um de baixa pressão (2,5

bar). Através da válvula de descarga, o gás é injetado do reservatório

intermediário de pressão para os bocais dos contatos, extinguindo-se assim o

arco.

‒ Disjuntores a SF6 de pressão única: Nestes disjuntores o gás está num sistema

fechado de pressão única de 6 a 8 bar, dependendo do modelo. O diferencial de

pressão é adquirido criando uma sobrepressão transitória durante a manobra de

abertura dos contatos. A figura 12 mostra o esquema de operação.

21

Figura 12 - Esquema de operação do disjuntor a SF6

A trajetória da corrente é formada pelas placas de contato (1), o primeiro contato

fixo (2), os segmentos de contato (3) montados sob molas dentro do tubo de contato

móvel e o segundo contato fixo (2). Os dois contatos fixos, quando ocorre a posição

“fechado”, são ligados entre si pelos segmentos de contato, ou seja pelo contato

móvel. Este é rigidamente acoplado ao cilindro de sopro (4) e entre ambos está um

êmbolo fixo de forma anelar (5). Ao se dar o comando de abertura ao disjuntor, o

contato móvel e o cilindro começam a movimentar-se, comprimindo o gás contra o

êmbolo fixo. A pressão neste espaço vai aumentando com a diminuição do volume

até ao momento em que os contatos se separam. Verifica-se então o aparecimento

do arco e, ao mesmo tempo, a descarga da sobrepressão para o resto do sistema,

ocasionando o fluxo de gás sobre o arco, extinguindo-o [10].

22

Desta maneira torna-se desnecessária toda a geração de alta pressão e injeção

temporizadora do gás sobre o arco que existiam nos disjuntores a dupla pressão, ou

seja, o sistema de compressor, válvulas e registros, mecanismos de válvula de sopro,

reservatório de alta pressão, sistema de monitorização do lado de alta pressão, etc.

‒ Disjuntores a SF6 de dois ciclos: Para as redes com tensões nominais de 420kV

[10] ou maiores, é de extrema importância ter tempos de interrupção bastante

curtos para grandes correntes de curto-circuito, visando a manutenção da

estabilidade entre as usinas geradoras. Para isto, especificam-se, geralmente, os

chamados disjuntores de dois ciclos, ou seja, disjuntores que manobram com a

rapidez e eficiência suficientes para cortar correntes de curto-circuito em apenas

dois ciclos (aproximadamente 33,33 ms para rede de 60 Hz). A câmara

interruptora desse tipo de disjuntor pode ser vista na figura 13.

Figura 13 - Câmara Interruptora do Disjuntor a SF6

23

Assim sendo, no disjuntor de SF6 o requisito de dois ciclos é atingindo a partir

de um artificio mecânico na unidade interruptora através da qual o cilindro insuflador se

move não contra um embolo fixo, mas um contra-êmbolo móvel, que se movimenta

durante a fase de compressão do gás no sentido contrário ao do ciclo. No final da

manobra de abertura, este contra-êmbolo desliza de volta para a sua posição inicial.

2.4.1.5 – Seleção do Disjuntor Segundo o Tipo de Aplicação

As caraterísticas técnicas do disjuntor devem ser escolhidas segundo o tipo de

aplicação, ou seja, cada tipo específico de aplicação gera um determinado conjunto de

características técnicas particulares. Essas características devem ser obtidas através de

vários estudos, como o de regime permanente, de sobrecorrente, sobretensões

dinâmicas, sobretensões transitórias, entre outros.

Os equipamentos de manobra podem, a princípio, ser subdivididos em três

grupos: equipamentos de interrupção, equipamentos de manobra sem carga e

equipamentos intermediários. O disjuntor se encontra no primeiro grupo referido, como

equipamentos capazes de interromper e estabelecer as correntes nominais e as de curto-

circuito. Um conjunto de características mínimas para o disjuntor de cada tensão é

estabelecido pela ABNT NBR 7118, além das normas da IEC e ANSI, definidas para

cobrir as necessidades do sistema brasileiro [16].

Atuação do Disjuntor em Banco de Capacitores

Com o advento das chaves e disjuntores e a descrição já realizada de seu

desempenho durante a operação de abertura, a preocupação com suas características

especiais fica restrita a transitórios originados durante o fechamento. Esses transitórios

são as correntes de alta frequência que o equipamento de manobra deve suportar na

energização de bancos de capacitores e cujo valor pode ser limitado através de

instalação de reator série.

24

Atuação do Disjuntor em Manobra de Reatores,

Transformadores ou Motores

Neste caso, a preocupação fica circunscrita à operação de abertura. O dispositivo

mais utilizado para limitar a sobretensão devida à interrupção de uma corrente indutiva

é o resistor de pré-inserção de abertura. Esse dispositivo, contudo, normalmente só é

encontrado em disjuntores para tensões mais elevadas (EAT), e que utilizam principal-

mente ar comprimido como meio de extinção do arco.

Atuação do Disjuntor em LT

O disjuntor, quando aplicado para manobrar LTs, deverá ter as seguintes

características:

Necessidade de resistor de pré-inserção de fechamento – para diminuição das

sobretensões transitórias de manobra (energização e religamento) de linhas de

transmissão. Sua utilização propicia grande economia na construção de LTs, pois,

com a diminuição da sobretensão de impulso de manobra, as distâncias fase-terra e

fase-fase dessas linhas podem ser reduzidas. A especificação do disjuntor deverá

estabelecer uma faixa de valores da resistência ôhmica, do tempo de inserção e da

dissipação de energia desse resistor, obtidos através de estudos.

Necessidade de resistor de pré-inserção de abertura – para facilitar a interrupção

e limitar as sobretensões de manobra aplicadas aos equipamentos chaveados

Manobra monopolar – essa prática exige a utilização de disjuntores próprios para o

religamento monopolar, o que pode ser obtido com polos controlados

independentemente. O controle dos polos é de fácil implementação nos disjuntores

do tipo tanque vivo. A manobra monopolar permite melhorar a confiabilidade do

sistema com relação à estabilidade transitória.

Abertura de correntes capacitivas – o disjuntor destinado à manobra de LT deverá

ter capacidade de manobra de corrente capacitiva proveniente da linha energizada em

vazio. A pior condição envolve o disjuntor interrompendo uma corrente capacitiva

por ocasião de um curto-circuito monofásico, quando simultaneamente ocorre

rejeição de carga. Nessa condição, os polos do disjuntor referentes às fases em

25

funcionamento devem interromper uma corrente aumentada sob condição de

sobretensão dinâmica (temporária). Essa sobretensão e a corrente aumentada

dependem do tipo de aterramento do sistema, e seus valores devem ser fornecidos na

especificação.

Abertura de faltas – todo disjuntor utilizado para manobra de linha de transmissão

deve ter valores de TRT especificados para faltas quilométricas (faltas na linha) e

faltas terminais, etc.

Atuação do Disjuntor em Interligações

Os disjuntores utilizados em pontos correspondentes à interligação de dois

sistemas elétricos devem ter especificadas as características de manobra em oposição de

fases.

Atuação do Disjuntor em Geradores (ou Compensador

Síncrono)

Os projetos de disjuntores atualmente existentes são adequados às necessidades

da geração. No futuro, à medida que a capacidade do gerador cresce, os projetos desses

disjuntores devem ser reavaliados ou substituídos, de forma a permitir sua operação

com níveis mais elevados de corrente nominal e de curto-circuito.

Esquemas de Disjuntores em SEs

O esquema de manobra de uma SE apresenta o arranjo elétrico e físico dos

equipamentos de manobra e do barramento. Denomina-se arranjo a configuração dos

equipamentos eletromecânicos que constituem um pátio pertencente a um mesmo nível

de tensão, de tal forma que sua operação permita dar à subestação diferentes graus de

confiabilidade, segurança ou flexibilidade de manobra, transformação e distribuição de

energia. Os esquemas de manobras mais utilizados são [16]:

26

Esquema de Barra Simples

Corresponde ao esquema mais básico de uma SE. Neste esquema, todos os

circuitos se conectam à mesma barra de forma que, na ocorrência de alguma falta, estes

circuitos são desligados. A figura 14 apresenta um exemplo do diagrama unifilar desta

configuração. Devido à perda dos circuitos na presença de uma falta ou na manutenção

do disjuntor, esse arranjo é utilizado em SEs de pequeno porte. Esse tipo de

configuração apresenta as seguintes características:

Área necessária para construção reduzida;

Baixa confiabilidade;

Baixa disponibilidade;

Perda do circuito durante a manutenção do disjuntor;

Instalação simples;

Custo reduzido.

A ampliação do barramento não pode ser realizada sem a completa

desenergização da SE. Sua utilização não é aconselhada para a alimentação de cargas

que não possam ser interrompidas.

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Figura 14 - Exemplo de Diagrama Unifilar de uma SE com Barra Simples

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Esquema de Barra Simples com Bypass

O arranjo de barra simples com bypass difere do esquema anterior por possuir

uma chave seccionadora que realiza o bypass e que permite a manutenção no disjuntor

sem interromper o fornecimento de energia. Este esquema está representado na figura

15.

Figura 15 - Exemplo de Diagrama Unifilar de uma SE de Barra Simples com Bypass

As características apresentadas por um sistema barra simples com a utilização de

uma chave de bypass é a mesma apresentada pela configuração barra simples. Esta

configuração se diferencia da configuração barra simples por possui um custo um pouco

mais elevado devido à utilização de chaves de bypass.

Esquema de Barra Simples Seccionada

O esquema de Barra Simples Seccionada é utilizado quando se deseja alguma

seletividade. O barramento da SE é seccionado utilizando um disjuntor e duas chaves

seccionadoras.

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Figura 16 - Exemplo de Diagrama Unifilar de uma SE de Barra Seccionada

A presença das chaves seccionadoras e do disjuntor tem a finalidade de isolação

na necessidade da manutenção do disjuntor. Uma limitação desse esquema é que na

manutenção do disjuntor o circuito associado a ele tem de ser desenergizado. Este

esquema apresenta as seguintes características:

Maior continuidade no fornecimento de energia quando comparado ao esquema

Barra Simples;

Maior facilidade na execução dos serviços de manutenção;

Em caso de falha da barra, somente são desligados os circuitos conectados à seção

afetada;

O esquema de proteção é mais complexo;

Apresenta um baixo custo de implementação, porém maior que o esquema de barra

simples;

A manutenção de um disjuntor desliga o circuito correspondente;

A ampliação do barramento é realizada desligando um dos alimentadores, o outro

permanece ligado.

29

Esquema de Barra Principal e Transferência

Neste esquema, representado pela figura 17, utilizam-se duas barras e um

disjuntor reserva. As linhas são normalmente ligadas à barra de operação (principal) e,

em caso de manutenção no disjuntor, à barra de transferência.

A efetividade do arranjo requer a instalação de um disjuntor especial, o disjuntor

de transferência, que é utilizado como reserva para qualquer disjuntor que esteja fora de

operação. Com esta configuração, não teremos a interrupção de energia em nenhum vão

por ocasião da manutenção no disjuntor.

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Figura 17 - Exemplo do Diagrama Unifilar de uma SE com Barra Principal e Transferência

A seguir será descrita uma breve síntese da operação deste esquema elétrico. Na

necessidade de manutenção e/ou desligamento da barra principal, os seguintes

procedimentos devem ser adotados:

A proteção do sistema é colocada na posição intermediária, ou seja, o disjuntor dos

alimentadores e o disjuntor de transferência irão atuar na presença de uma falta;

30

O disjuntor de transferência é fechado, de modo à barra de transferência e a barra

principal terão o mesmo potencial;

A chave seccionadora dos alimentadores ligada à barra de transferência é fechada e o

mesmo potencial é transferido para o final do disjuntor;

Abrimos o disjuntor ligado à barra principal;

A proteção é colocada na posição transferida.

Este esquema apresenta as seguintes características:

Custo inicial e final relativamente baixo;

Requer um disjuntor extra para a conexão com a outra barra;

A ampliação da SE é realizada sem afetar a alimentação dos circuitos;

Qualquer disjuntor pode ser retirado de serviço para a manutenção;

Equipamentos podem ser retirados ou adicionados à SE sem maiores dificuldades;

Uma possível falha no barramento ou em um dos disjuntores resulta no desligamento

da SE.

Esquema de Barra Dupla

O esquema de barra dupla é uma evolução do arranjo barra principal e

transferência, onde os circuitos são divididos entre as duas barras. Possui uma maior

flexibilidade e maior segurança que o arranjo anterior quanto a falhas nas barras pois,

como a carga está dividida, parte da SE continuará operando mesmo que ocorra uma

falha em uma das barras. No projeto é necessário considerar que as barras devem ter a

mesma capacidade e, por sua vez, a capacidade total da SE.

O exemplo básico do esquema de barra dupla pode ser visto na figura 18.

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Figura 18 - Esquema de Barra Dupla com um Disjuntor

Esquema de Barra Dupla com Dois Disjuntores

O diagrama elétrico de operação de uma SE no esquema de barra dupla com

dois disjuntores é uma adaptação do esquema barra dupla, de modo a apresentar uma

maior confiabilidade dos circuitos, como pode ser visto na Figura 19.

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Figura 19 - Exemplo de um Diagrama Unifilar do Esquema de Barra Dupla com dois Disjuntores

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Este esquema apresenta as seguintes características:

Apresenta um arranjo mais completo que a barra dupla;

Mais flexível;

Maior confiabilidade;

Apresenta um custo mais elevado;

Apresenta as mesmas características do esquema de barra dupla.

Esquema Disjuntor e Meio

Este esquema é outra adaptação do esquema de barra dupla tradicional. É uma

evolução do esquema de barra dupla, com dois disjuntores, apresentado no item anteri-

or. Tem como objetivo reduzir o custo de implementação, além de manter todas as

vantagens daquele esquema. Este arranjo é adotado no Brasil para SEs com classes de

tensão em torno de 525 kV e 750 kV. Este esquema elétrico é apresentado na figura 20.

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52

52 52

Figura 20 - Exemplo do Esquema de Disjuntor e Meio

33

O esquema Barra Dupla com Disjuntor e Meio apresenta as seguintes características:

Maior flexibilidade de manobra;

Rápida recomposição;

Falha nos disjuntores adjacentes às barras retira apenas um circuito de serviço;

Chaveamento Independente por disjuntor;

Apresenta a desvantagem de apresentar um disjuntor e meio por circuito;

Chaveamento e religamento automático envolvem demasiado número de operações;

Apresenta um custo de implementação alto, comparado aos outros esquemas;

Apresenta um grande índice de confiabilidade e disponibilidade.

Esquema de Barramento em Anel

Este esquema apresenta as seguintes características:

Necessita apenas de um disjuntor por circuito;

Apresenta uma confiabilidade relativamente boa, com custo de implementação

reduzido;

Não utiliza a barra principal;

Se uma falta ocorre durante a manutenção de um dos disjuntores, o anel pode ser

separado em duas seções;

Religamento automático e circuitos complexos;

Para efetuar a manutenção e/ou ampliação de um circuito, a proteção deixará de atuar

durante esse período.

34

52 52

52 52

Figura 21 - Exemplo do Diagrama Unifilar de um Barramento em Anel

2.4.2 – Transformadores de Corrente

O transformador de corrente é um transformador para instrumentos cujo

enrolamento primário é ligado em série a um circuito elétrico e cujo enrolamento

secundário se destina a alimentar instrumentos elétricos de medição, proteção e controle

[6]. A figura 22 mostra um TC utilizado em uma SE da Light [16].

35

Figura 22 - TC de uma SE da Light

O enrolamento primário dos TCs é normalmente é constituído de poucas espiras

feitas de condutores de cobre de grande seção.

Figura 23 - Esquema básico de um Transformador de Corrente

Eles são classificados de acordo com sua construção e podem ser do tipo [14]:

36

‒ Primário Enrolado: Tipo de TC cujo enrolamento primário constituído de uma

ou mais espiras envolve mecanicamente o núcleo do transformador. O TC do

tipo primário enrolado é mais utilizado para serviços de medição, mas pode ser

usado para serviços de proteção onde pequenas relações são necessárias.

Figura 24 - TC do tipo Enrolado

‒ Barra: TC cujo primário é constituído por uma barra, montada

permanentemente através do núcleo do transformador. Este TC é adequado para

resistir aos esforços de grandes correntes. A figura 25 mostra o esquema básico

de um TC deste tipo.

Figura 25 - TC do tipo Barra

‒ Janela: É aquele que não possui primário próprio e é constituído de uma

abertura através do núcleo, por onde passa o condutor do circuito primário. A

figura 26 mostra o esquema deste tipo de TC.

37

Figura 26 - TC do tipo janela

‒ Bucha: é um tipo especial de TC do tipo janela e é construído e projetado para

ser instalado sobre a bucha de algum equipamento elétrico, fazendo parte

integrante do fornecimento deste. Pelo seu tipo de construção e instalação, o

circuito magnético desses TCs é maior que o normal, sendo melhor utilizados

para correntes altas, pois possuem menor saturação.

Figura 27 - TC do tipo bucha

‒ Núcleo Dividido: possui enrolamento secundário completamente isolado e

permanentemente montado no núcleo, porém não possui enrolamento primário.

Parte do núcleo é separável ou articulado para permitir o enlaçamento do

condutor primário. Destina-se ao uso em circuito constituído de condutor

completamente isolado ou um condutor nu.

38

Figura 28 - TC de núcleo dividido

Vários Enrolamentos Primários: É aquele constituído de vários enrolamentos

primários montados isoladamente e apenas um enrolamento secundário,

conforme abaixo.

Figura 29 - TC com vários Enrolamentos Primários

Vários Núcleos Secundários: É aquele constituído de dois ou mais

enrolamentos secundários montados isoladamente, sendo que cada um possui

individualmente o seu núcleo, formando, juntamente com o enrolamento

primário, um só conjunto, conforme se vê na figura abaixo.

Neste tipo de transformador de corrente, a seção do condutor primário deve ser

dimensionada tendo em vista a maior das relações de transformação dos núcleos

considerados.

39

Figura 30 - TC com Vários Núcleos Secundários

Vários Enrolamentos Secundários: É aquele constituído de um único núcleo

envolvido pelo enrolamento primário e vários enrolamentos secundários,

conforme se mostra na figura abaixo e que podem ser ligados em série ou

paralelo.

Figura 31 - TC com Vários Enrolamentos Secundários

Derivação no Secundário: É aquele constituído de um único núcleo envolvido

pelos enrolamentos primário e secundário, sendo este último provido de uma ou

mais derivações. Entretanto, o primário pode ser constituído de um ou mais

enrolamentos. Como os amperes-espira variam em cada relação de

transformação considerada, somente é garantida a classe de exatidão do

equipamento para a derivação que tiver o maior número de espiras. A figura 32

mostra o esquema de um TC com derivação no secundário.

40

Figura 32 - TC do Tipo Derivação no Secundário

2.4.3 – Transformador de Potencial

O TP é um transformador de instrumentos cujo enrolamento primário é ligado

em derivação a um circuito elétrico e cujo enrolamento secundário se destina a

alimentar bobinas de potencial de instrumentos elétricos de medição, proteção e

controle. A figura 33 mostra um exemplo de um TP em uma Subestação [17].

Figura 33 – Transformador de Potencial

41

O desenho esquemático equivalente do TP pode ser visto na figura 34:

Figura 34 – Representação Esquemática do TP

2.4.4 – Relés

A Proteção de Sistemas Elétricos de Potência é feita por zonas de proteção já

descritas anteriormente e que, por sua vez, são basicamente comandados por relés. A

função primordial desses relés é identificar os defeitos, localizá-los e alertar o operador

do sistema, promovendo o disparo de alarmes, sinalizações e também, dependendo do

caso, promovendo a abertura de disjuntores de modo a isolar o circuito ou equipamento

sob defeito [6]. O isolamento do defeito deve permitir a operação normal do resto do

sistema. Em caso de defeitos em linhas aéreas, a abertura e o religamento rápidos

podem preservar o equipamento e o retorno rápido do circuito à operação normal.

O princípio de funcionamento dos relés evolui, mas a filosofia da proteção é

sempre a mesma, ou seja, o objetivo do relé é proteger com garantia de [6]:

Sensibilidade;

Seletividade;

Rapidez;

Confiabilidade;

Robustez;

42

Vida útil;

Estabilidade;

Operacionalidade;

Funcionalidade;

Etc.

Os relés podem ser classificados de acordo com a grandeza com a qual atuam, como

tensão, corrente ou frequência, e até mesmo segundo o princípio de atuação.

‒ Relés Eletromecânicos: Relés eletromecânicos são os pioneiros da proteção,

elaborados, projetados e construídos com predominância dos movimentos

mecânicos proveniente dos acoplamentos elétrico e magnéticos. Os movimentos

mecânicos acionam o relé, fechando os contatos correspondentes. Em relação ao

princípio básico do funcionamento, o relé eletromecânico atua

fundamentalmente de dois modos: atração eletromagnética ou indução

eletromagnética [6].

Os relés de atração eletromagnética são mais simples, seu princípio de

funcionamento é idêntico ao do eletroímã. Neste caso, sempre um êmbolo ou

uma alavanca será movimentada. Estes relés se dividem em duas categorias:

relés de êmbolo e de alavanca (ver figura 35).

Os relés de indução eletromagnética são relés que usam o princípio de um motor

de indução, onde um conjugado gira o rotor que produz o fechamento de

contatos NA de relés que ativam o circuito ou mecanismo que provoca a

abertura do disjuntor. Eles operam somente em correntes alternadas. Alguns

tipos de relés que utilizam a interação eletromagnética de dois ou mais fluxos

magnéticos para a produção de conjugado são: relé de disco de indução por

bobina de sombra (ver figura 36); relé tipo medidor de kWh; relé tipo cilindro de

indução, relé tipo duplo laço de indução.

.

43

Figura 35 - (a) Relé de Embolo; (b) Relé de Alavanca

Figura 36 - Relé de Indução por Bobina de Sombra

Na Figura 37, pode ser visto um exemplo de relé eletromecânico de sobrecorrente

em uma SE da Light [15].

44

Figura 37 - Relé de Sobrecorrente Eletromecânico

‒ Relés Estáticos: sua utilização se deu no início da década de 60 e surgiram com

a evolução da eletrônica. Esses tipos de relés não possuem movimentação

mecânica no seu mecanismo de atuação.

Por não possuírem partes móveis, são extremamente rápidos comparados com os

relés eletromecânicos, e construídos com dispositivos eletrônicos, próprios e

específicos aos objetivos da proteção. Nestes relés, não há nenhum dispositivo

mecânico em movimento e todos os comandos e operações são implementados

eletronicamente (hardware). Qualquer regulagem é efetuada pela mudança

física no parâmetro de algum componente, tal como variação em reostato,

variação na capacitância, etc. A maioria dos relés estáticos acaba sempre, ao

final, operando mecanicamente um relé auxiliar que, ao fechar o seu contato,

provoca a abertura ou ativa à abertura do disjuntor. Muitos são chamados de

relés semi-estáticos porque há alguns componentes mecânicos associados. O

termo estático foi originado em confronto aos relés eletromecânicos, já que o

relé estático é caracterizado, a princípio, pela ausência de movimento

mecânicos.

‒ Relés Digitais: São relés eletrônicos gerenciados por microprocessadores. São

específicos a este fim, com os sinais de entrada das grandezas e parâmetros

45

digitados sendo controlados por um software que processa a lógica da proteção

através de um algoritmo [1].

O relé digital pode simular um relé ou todos os relés existentes num só

equipamento, produzindo ainda outras funções tais como medições de suas

grandezas de entradas e/ou associadas e realizando outras facilidades. É por isto

designado relé multifunção.

A tecnologia digital tem se tornado a base da maioria dos sistemas de proteção

de uma SE, atuando nas funções de proteção, medição, controle e comunicação.

Desta forma, além das funções de proteção, o relé digital pode ser programado

para desempenhar outras tarefas de apoio.

Outra importante função deste tipo de relé é o autodiagnóstico ou auto teste.

Esta função faz com que o relé realize uma supervisão contínua de seu hardware

e software, detectando anormalidades que venham a surgir e que possam ser

reparadas antes que o relé opere incorretamente ou deixe de fazê-lo na ocasião

certa. Podemos citar algumas vantagens dos relés digitais: Oscilografia e análise

de sequência de eventos, localização de defeitos, detecção de defeitos

incipientes em transformadores, monitoração de disjuntores, entre outros. O

diagrama de blocos básico de um relé digital [1] pode ser visto na figura 38.

46

Figura 38 - Diagrama de Blocos Típico de um Relé Digital

Algumas funções de proteção dos relés podem ser vistas na tabela 1:

Número Função Descrição

21 Função de Distância Dispositivo que atua quando a impedância ou

reatância da linha, desde o ponto de localização

do relé até o ponto de defeito, é menor que o

valor de ajuste.

50/51 Função de Sobrecorrente

Instantânea/Temporizada

Atuam para uma corrente maior do que a de seu

ajuste, podendo agir de maneira instantânea ou

temporizada. Os relés temporizados podem ope-

rar com característica de tempo definido,

quando o tempo de atuação é fixo desde que ul-

trapassado o valor da corrente de operação; e

com característica inversa, isto é, quanto maior

o nível de corrente, menor o tempo de operação

dos mesmos.

47

79 Função de Religamento

Automático

Função que controla o religamento automático

de um disjuntor, aberto durante uma falta. Ge-

ralmente é configurado para atuar três ou quatro

vezes em religadores antes de se abrir o dis

juntor de maneira definitiva ou apenas uma vez

em aplicações de AT e EAT

87 Função Diferencial O relé diferencial é um dispositivo de proteção

de equipamentos que se baseia no princípio da

comparação de suas correntes elétricas de

entrada e saída, para diferentes conexões.

Tabela 1 - Funções de Proteção Segundo a ANSI

48

Capítulo 3

A Norma IEC 61850

3.1 – Introdução

A construção de SE é uma atividade que vem se desenvolvendo desde o final do

século XIX. E automatizar uma subestação significa, de uma forma geral, monitorar e

controlar as grandezas elétricas envolvidas no processo de transmissão e distribuição de

energia: tensões, correntes, potências ativa e reativa e posições aberta/fechada de

seccionadoras e disjuntores.

Equipamentos de épocas e tecnologias diferentes atuam juntos nas subestações.

Estas vêm sendo ampliadas à medida que a demanda cresce. Cada geração de tecnologia

resolve uma determinada necessidade. Estas necessidades resultaram em funções que

foram agregadas às instalações, criando o que foi chamado de “ilhas de dados” [3]

dentro da subestação, como pode ser visto na tabela 2.

49

Ilhas de Dados

Medidor digital de faturamento;

Relés de Proteção;

Controle de Vãos;

Oscilografia;

Monitoração para otimização do uso

de ativos;

Monitoração de qualidade de

energia;

Unidades Terminais Remotas

(UTRs);

Monitoramento de equipamentos

auxiliares (no–breaks e

telecomunicações);

Imagens – Informação para

operação, manutenção e segurança

empresarial;

Alarmes

Registro de eventos – Data Logger.

Tabela 2 – "Ilhas de Dados"

Esses sistemas são limitados e complexos, utilizam um grande número de fios de

cobre para se obter sinais de processo, interligações e para a comunicação dos relés de

proteção e possuem um custo de compra de equipamentos, de instalação e manutenção

muito elevados.

Entre os muitos problemas apresentados pelos sistemas convencionais, pode ser

feita as seguintes considerações [1]:

‒ Possuíam um grande número de circuitos, condutores e componentes

necessários à execução das diversas funções e lógicas, aumentando a

probabilidade de falhas e dificultando a manutenção;

50

‒ Grande número de cabos entre a subestação e os diversos painéis, exigindo o uso

de galerias para cabos, bandejas, canaletas, dutos etc., os quais representam,

juntamente com os cabos, um item importante de custo;

‒ Custos elevados de engenharia e de fabricação dos painéis e cubículos, em

virtude da diversidade de filosofias e equipamentos, dificuldade de padronização

e complexidade dos circuitos.

‒ Grande número de relés auxiliares e temporizadores, bem como uso de chaves

de controle com muitos estágios e contatos, agravando os problemas de

manutenção e de estoque de peças e dispositivos de reposição;

‒ Grande número de painéis de proteção, controle, supervisão, oscilografia,

alarmes, intertravamentos, relés auxiliares etc., acarretando a necessidade de sala

de controle e sala de relés de grandes dimensões, aumentando grandemente o

custo de construção destas edificações;

‒ Dificuldade e maior custo de engenharia nas expansões, pela necessidade de

realizar alterações nos diagramas, na cablagem e na fiação dos painéis e

cubículos existentes, além dos transtornos para instalar novos painéis de

proteção e controle numa sala de controle ou sala de relés, muitas vezes já

congestionadas;

‒ Os contatos auxiliares dos disjuntores e chaves seccionadoras, em geral, não são

supervisionados, possibilitando transferências automáticas, intertravamentos ou

indicações erradas;

‒ Dificuldade na pesquisa, localização e reparação de defeitos, em razão do

número de dispositivos e da cablagem e fiação envolvidos;

‒ É necessário efetuar testes e recalibração periódica dos relés, uma vez que suas

características se alteram com o tempo. Para uma empresa que possua grande

número de relés em serviço, isto pode representar um esforço significativo das

equipes de manutenção.

Nas áreas de supervisão, controle e monitoramento surgiram vários protocolos

de comunicação. Os mais conhecidos, por serem protocolos abertos, são o Modbus,

DNP3 e a IEC 60870–5–101. Isso fez com que os equipamentos não operassem entre si

e que tivessem dificuldade de integração.

51

Figura 39 – Exemplo de Arquitetura de Comunicação Convencional de uma Subestação

3.2 – Razões para se Utilizar a IEC 61850

Com a modernização dos equipamentos eletro/eletrônicos, surgiram os relés

digitais que, em um primeiro momento, não modificaram a filosofia de atuação em

relação aos relés eletromecânicos – que tinham unicamente função de proteção e não

comunicavam entre si.

Os primeiros equipamentos digitais instalados em SEs e usinas na área de

supervisão e controle foram as UTRs. Inicialmente, estas unidades eram meros

equipamentos de aquisição de dados e execução de comandos e constituíam a interface

entre o processo elétrico e os sistemas SCADA (Supervisory, Control And Data

Acquisition) [1].

Toda a inteligência para processamento das informações e para supervisão e

controle do processo elétrico ficava localizada nos centros de operação e controle

(CORs e COSs). Estes centros eram dotados de computadores de grande porte e de

IHM, uma vez que, durante perturbações envolvendo desligamentos múltiplos, era

necessário processar e apresentar ao operador uma grande massa de informações.

Posteriormente, as UTRs passaram a serem capazes de executar diversas funções

como testes automáticos, autodiagnóstico, validação de medidas e estado dos

equipamentos, histórico de dados (registro do instante de ocorrência) e armazenamento

de alarmes e eventos [1], assim como pré-processamento da medição e dos dados de

52

alarmes e eventos antes de seu envio ao nível hierárquico superior. Com essas novas

funcionalidades e pelo fato de possuírem processamento próprio, as UTRs passaram a

ser denominadas UACs em algumas empresas.

Os sistemas digitais de controle local surgiram com a finalidade de oferecer

maiores recursos ao pessoal de operação e manutenção na própria SE. Possuíam uma

UCP interligada com as UTRs ou UACs. Estes sistemas permitiam um processamento

dos dados e possuíam uma IHM local.

Com o desenvolvimento expressivo da comunicação digital, foi possível utilizar

redes de comunicação local (LAN) e remota (WAN) confiáveis e mais rápidas. E, ao

mesmo tempo, havia uma crescente demanda por informações sobre o sistema elétrico e

seus equipamentos, combinados com a redução dos custos em razão do ambiente

competitivo entre as empresas.

Os relés digitais ficaram mais modernos – chamados de IEDs –, inteligentes,

executando funções proteção, controle e automação, podendo se conectar as redes de

comunicação local e fornecendo diversos tipos de informações, como:

‒ Valores de tensão, corrente e potência;

‒ Linhas de eventos e alarmes;

‒ Oscilografia;

‒ Relatórios de faltas;

‒ etc.

Com o uso da norma IEC 61850 será possível modernizar, aumentar a rapidez e

confiabilidade na comunicação dos dados de um SAS, promover uma sensível redução

da cablagem e uso do hardware de interface com o processo, possibilidade de

compartilhamento das informações do processo entre os IEDs, etc [5].

Será possível também estender a redundância da proteção para as funções de

proteção e controle, além de aumentar as funções de automação e monitoração com

redução de custo, além de reduzir o tamanho das salas de controle e de relés.

Como as UTRs passaram a operar como CLPs, passaram a realizar funções

como automatismos, intertravamentos, processamento de medição, promovendo a

eliminação de chaves de controle e relés auxiliares, além de que as funções críticas

passaram a ser realizadas por mais de uma UTR, fazendo o processamento ser mais

inteligente, distribuído e redundante.

53

SE – 440 kV

Proteção da AltaControle de Bay

Oscilografia

COSUTR

Servidor de SubestaçãoSupervisório Local

TC

TP

138 kV

Proteção de Baixa

Fibra Ótica

TC

TP

Figura 40 – Exemplo de Arquitetura de Comunicação de uma Subestação baseada na IEC 61850

3.3 – Conceitos Básicos

Iniciando em 1994, um grupo de funcionários do IEC TC 57 da área de Controle

e Proteção de Subestações elaborou propostas para uma padronização da comunicação

dos SAS. Os seguintes tópicos foram apresentados [4]:

‒ Elaboração de uma norma sobre a arquitetura funcional, estrutura de

comunicação e requisitos gerais;

‒ Elaboração de uma norma sobre a comunicação dentro e entre as camadas de

uma subestação;

‒ Elaboração de uma norma companheira para a interface informativa dos

equipamentos de proteção. Essa norma companheira criada foi a IEC 60870–

5–103.

Nas figuras 41 e 42, pode ser visto como era a configuração atual de

comunicação do TC 57 e a meta estabelecida.

54

Proteção, Controle e Medição

UTR SAS

Disjuntores, Transformadores, TCs e TPs, etc.

Subestação

SCADA

Barramento de Comunicação

60

87

0-5

-10

2

61

33

4

10

1 o

u 1

04

TASE.2

61

85

0

60870-5-102 61850

Subestação

60834

Figura 41 – Configuração Atual da TC 57

Proteção, Controle e Medição

UTR SAS

Disjuntores, Transformadores, TCs e TPs, etc.

Subestação

SCADA

Barramento de Comunicação

61

85

0

61850

Subestação

61850

61850

Figura 42 – Meta da TC 57

O objetivo da norma IEC 61850 é especificar requisitos e fornecer uma estrutura

para alcançar a interoperabilidade entre os IEDs de diferentes fabricantes. A alocação de

funções para os IEDs e os níveis de controle não são fixos. Essa alocação normalmente

depende dos requisitos de desempenho, restrições de orçamento e tecnológicos, filosofia

das distribuidoras, entre outros.

Por isso, a norma deve receber qualquer alocação de funções. A fim de permitir

uma atribuição gratuita de funções para os IEDs, a interoperabilidade deve ser fornecida

entre as funções a serem executadas em uma subestação, mas residente em

equipamentos (dispositivos físicos) de diferentes fabricantes.

As funções devem ser divididas em partes, realizadas em diferentes IEDs, porém

se comunicando uns com os outros (função distribuída). O comportamento da

55

comunicação entre as partes, chamado de nó lógico (LN), tem que manter a

interoperabilidade dos IEDs.

As funções de um SAS – funções de aplicação – são o controle e supervisão,

assim como proteção e monitoramento dos equipamentos principais e da rede. Outras

funções – funções do sistema – são relacionadas ao próprio sistema, como por exemplo,

a supervisão da comunicação. As funções são classificadas em três níveis:

‒ Nível de Estação – é o nível em que serão instalados os equipamentos que são

comuns aos diversos vãos e níveis de tensão, como os IHMs, os UPCs, os

processadores de comunicação, gateways, switches gerais, roteadores, etc, É

também responsável pelo envio de dados para os sistemas de controle remoto.

Os equipamentos do nível de estação que se comunica com os equipamentos do

nível Vão deverão, obrigatoriamente, ser compatíveis com a norma IEC 61850.

‒ Nível Vão – é o nível dos IEDs de proteção e das UACs. É interligado aos

equipamentos através de cablagem metálica convencional. É o nível que realiza

a interface com o processo (correntes, tensões, temperaturas, estado dos

equipamentos de manobra, alarmes, etc.), Pertencem também a este nível os

“switches” localizados nos painéis de proteção e automação dos vãos;

‒ Nível de Processo – I/Os remotos, sensores inteligentes e atuadores.

56

Função A Função B

1,6 1,6

3 3

8

2 2

4,5 4,5

Equipamentos AT

10 7

Controle Remoto Serviços Técnicos

Controle Remoto

Controle Remoto

Nível de Processo

Nível de Unidade/Vão

Nível de Estação

Proteção Controle Controle Proteção

Interface Remota de Processo Sensores Atuadores

Figura 43 – Modelo de Interface de um SAS pela norma IEC 61850

Os números da figura 43 [8] são notações usadas em outros capítulos da IEC

61850 e são chamados de interfaces. Os seus significados são:

‒ IF 1: troca de dados de proteção entre os níveis de vão e de estação;

‒ IF 2: troca de dados de proteção entre o nível de vão e a proteção remota

(além do escopo desta norma);

‒ IF 3: troca de dados dentro do nível de vão;

‒ IF 4: troca de dados instantânea do TC e TP entre os níveis de processo e vão;

‒ IF 5: troca de dados de controle entre os níveis de processo e de vão;

‒ IF 6: troca de dados de controle entre os níveis de vão e estação;

‒ IF 7: troca entre a subestação (nível) e a Engenharia;

‒ IF 8: troca de dados direto entre os vãos, especialmente para funções rápidas

como intertravamento; – Uso do GOOSE

‒ IF 9: troca de dados dentro do nível de estação;

‒ IF 10: troca de dados de controle entre a subestação (equipamentos) e o COS

(além do escopo desta norma);

57

3.3.1 – Conceito de Nó Lógico (LN)

3.3.1.1 – Nós Lógicos e Conexões lógicas

Para preencher os requisitos necessários para distribuição e alocação de funções

de um SAS, todas elas têm que ser decompostas em nós lógicos que podem estar

relacionados a um ou mais equipamentos. Nó lógico é a menor parte de uma função que

troca dados e representa uma função dentro de um equipamento.

Porém nem todos os dados que serão enviados se referem a alguma função

específica , mas sim de um equipamento, como as informações da placa do nome dele,

ou o resultado da auto–supervisão do mesmo, por exemplo. Esses dados são necessários

e são chamados inicialmente de função LLN0.

Os LNs são alocados em funções e equipamentos e são conectados através das

conexões lógicas (LC), e os equipamentos pelas conexões físicas (PC). Todo LN é parte

de um equipamento; todo LC é parte de um PC (Ver a figura 44).

Como é impossível descrever todas as funções para uso presente e futuro, ou sua

distribuição e interação, é muito importante especificar e normalizar a interação entre os

LNs de uma maneira genérica.

Função 1 Função 2

LN 3

LN 1

LN 2

LN 0

LN 4

LN 0

LN 5

LN 6

LN 0

Equipamento 1

Equipamento 2

Equipamento 3

Legenda:

Conexões Lógicas

Conexões Físicas

Figura 44 – Conceito de LN e Conexão Lógica

58

A figura 45 mostra alguns exemplos que explicam a relação entre as funções,

nós lógicos e nós físicos (equipamentos).

Uma função é chamada distribuída quando é executada por dois ou mais LN que

são alocados em diferentes dispositivos físicos.

HMI

Com. Sinc.

Relé Dist.

Relé de Sobre.

Disjuntor

TC – no Vão

TP – no Vão

Barram.TP

X

X

X

X

X

Chaveamento do Disjuntor Sincronizado

Relé de Distância

X

X

X

X

X

Relé de Sobrecorrente

X

X

X

X

Funções

7

6

5

4

1

2

3

Nós Lógicos (LN)

Disp

ositivo

s Físicos

Figura 45 – Exemplos de Relações entre as Funções, LNs e Nós Físicos

Todas as funções conhecidas são descritas na IEC 61850–5, e são classificadas

através do(a) [8]:

‒ Tipo de função;

‒ Critério inicial da função;

‒ Resultado ou impacto da função;

‒ Desempenho da função;

‒ Decomposição da função;

‒ Interação com outras funções.

Todos os LN conhecidos também são descritos na IEC 61850–5, e são

classificados através do(a):

59

‒ Agrupamento de acordo com a sua área de aplicação mais comum;

‒ Curta descrição da funcionalidade;

‒ Número da função do equipamento pela IEEE se aplicável (para proteção e

alguns LN de proteção referidas à norma IEEE C.37.2,1996);

‒ Relação entre as funções e os LN em tabelas e na descrição das funções;

‒ PICOMs trocados descritos nas tabelas.

Para simplificar o método, tem sido atribuídos aos PICOMs sete diferentes tipos

de mensagens, de acordo com os requisitos para o SAS:

Tipo Nome Exemplos

1a Mensagens rápidas – trip Trips1

1b Outros tipos de mensagens rápidas Comandos, mensagens simples

2 Mensagens de velocidade media Dados medidos

3 Mensagens de velocidade baixa Parâmetros

4 Mensagens de dados brutos Dados de saída de transdutores e

transformadores de instrumentos

5 Funções de transferência de arquivos Arquivos grandes

6a Tempo de sincronização de mensagens a Tempo de sincronização; barra da estação

6b Tempo de sincronização de mensagens b Tempo de sincronização; barra do processo

7 Mensagens de comando com controle de

acesso

Comandos do CMOS (HMI)

Tabela 3 – Tipos de Mensagens

3.4 – Sistema de Comunicação

Conforme mostrado na tabela 3, os tipos de mensagem 1a e 1b são chamadas de

GSE, e são divididas em GSSE (que não é mais utilizada) e GOOSE (ver figura 47), um

60

tipo de mensagem onde é utilizado um grupo de dados tendo sua informação totalmente

configurável, diferentemente do GSSE que possui estrutura fixa e pré–definida.

EngenhariaSCADA

Firewall

Barra de Estação

Nível Supervisório

IED

IED

IED

IED

IED

IED

IED

IED

IED

IED

IED

IED

IED

IED

IED

MU MU

Bar

ra

de

P

roce

sso

GOOSE (Comunicação Horizontal)

Nível de Vão

Figura 46 – Visão geral de uma rede IEC 61850

As mensagens GOOSE utilizam um esquema de retransmissão especial para

alcançar um nível de confiabilidade adequado, que consiste em repetir a mensagem por

diversas vezes. A cada nova tentativa o tempo de espera é dobrado, de modo a

minimizar colisões até atingir um valor máximo, definido como timeAllowedToLive

(da ordem de vários segundos). Após atingido esse intervalo máximo, a mensagem é

repetida indefinidamente, mantendo este último intervalo. Se o envio do sinal é

descontinuado, o receptor assume que a conexão foi perdida.

O tempo de comunicação não é determinístico, porém, na maior parte dos casos,

as mensagens são muito rápidas, com tempos de transmissão em torno de 3 a 8 ms. Os

switches devem ser do tipo gerenciável, possibilitando o estabelecimento de prioridade

para a retransmissão das mensagens GOOSE recebidas.

A comunicação entre os IEDs e entre estes e o computador da estação é

realizada através de uma rede LAN Ethernet de 100 Mb/s ou 1 Gb/s. A topologia da

LAN é definida em função de vários fatores como a disponibilidade desejada, o número

de IEDs a serem interligados etc.

1 Ponto em que o relé de proteção fecha os contatos de saída. Ocorre quando o valor da corrente ou

tensão de pick-up permanece no sistema por um período de tempo especificado pelo usuário ou por um tempo definido por uma curva, também pré-determinada pelo usuário.

61

Um exemplo de mensagem GOOSE é a informação de estado de um disjuntor

(cujo LN é XCBR). Esta informação é empacotada, juntamente com outros atributos,

em uma mensagem GOOSE, a qual é encaminhada para os demais IEDs e para os

clientes, no nível estação. Dependendo da aplicação, os switches podem ser

programados para estabelecer redes virtuais ou VLANs, que possibilitam a interligação

apenas entre um subconjunto dos IEDs, obtendo-se maior velocidade de comunicação.

É interessante observar que as características das mensagens GOOSE

possibilitam aplicações adicionais, como por exemplo, a transmissão de informação de

grandezas analógicas da temperatura do enrolamento e óleo de transformadores, desde o

cubículo de controle destes equipamentos, onde estaria localizada uma MU, até o IED

de proteção respectivo.

Na figura 47 pode ser visto um exemplo de mensagens GOOSE encontradas

pelo única [9], um software da DNV KEMA que é muito utilizado para testes de

mensagens dos IEDs e de toda a comunicação de uma SE, para garantir o correto

funcionamento das transmissões e retransmissões dos dados.

Figura 47 – Mensagem GOOSE

62

3.5 – Estrutura e Conteúdo da Norma

A IEC 61850 é dividida nas seguintes partes [8]:

‒ IEC 61850–1: Introdução e Visão Geral

Introdução e visão Geral da Norma IEC 61850.

‒ IEC 61850–2: Glossário

Conjunto de termos.

‒ IEC 61850–3: Requisitos Gerais

Requisitos de Qualidade (confiabilidade, manutenção, disponibilidade do

sistema, portabilidade e segurança);

Condições Ambientais;

Serviços Auxiliares;

Outras especificações.

‒ IEC 61850–4: Gerenciamento do Projeto e do Sistema

Requisitos para a Engenharia (classificação de parâmetros, ferramentas

para a engenharia, documentação)

Tempo de vida do Sistema (versões do produto, interrupção, suporte

após a interrupção)

Garantia da Qualidade (Quality Assurance) – responsabilidades, testes do

equipamento, tipos de testes, testes do sistema, FAT e SAT

‒ IEC 61850–5: Requisitos de Comunicação para Funções e Modelos de

Equipamentos

Requisitos Básicos

Abordagem dos LNs

Conexão da Comunicação Lógica

63

Conceito de PICOM

LNs relacionados ao PICOM

Desempenho

Funções

“Cenários Dinâmicos” – informação dos requisitos do fluxo para as

diferentes condições operacionais

‒ IEC 61850–6: Descrição da Linguagem de Configuração para Comunicação

em Subestações relacionadas aos IEDs

Visão geral sobre o processo destinado aos sistemas de engenharia

Alocação do nó lógico do IED ao sistema principal

Capacidades do IED

Definição do sistema e configuração do parâmetro de troca de formato

do arquivo baseado em XML, contendo:

Descrição esquemática do sistema principal (uma linha);

Descrição da conexão da comunicação;

‒ IEC 61850–7–1: Estrutura básica de comunicação para a Subestação e

alimentadores – Princípios e Modelos

Introdução a IEC 61850–7–x

Princípios e modelos de comunicação

‒ IEC 61850–7–2: Estrutura básica de comunicação para a Subestação e

Alimentadores – Interface de Serviço de Comunicação Abstrato (ACSI)

Descrição do ACSI

Especificação dos serviços de comunicação abstratos

Modelo da estrutura do banco de dados do equipamento

‒ IEC 61850–7–3: Estrutura básica de comunicação para a Subestação e

Alimentadores – Classes de Dados Comuns

Classes de dados comuns e atributos relacionados

64

‒ IEC 61850–7–4: Estrutura básica de comunicação para a Subestação e

Alimentadores – Classes dos Dados e dos LNs Compatíveis

Definições de classes dos LNs e dados;

‒ IEC 61850–8–1: Mapeamento do Serviço de Comunicação Específico

(SCSM) – Mapeamento para MMS

Mapeamentos dos serviços comumente utilizados para comunicação

dentro de toda a Subestação

‒ IEC 61850–9–1: Mapeamento do Serviço de Comunicação Específico

(SCSM) – Link serial, ponto a ponto, multidrop, unidirecional

Mapeamentos dos serviços utilizados para a transmissão de valores

analógicos amostrados

‒ IEC 61850–9–2: Mapeamento do Serviço de Comunicação Específico

(SCSM) – Barramento do Processo

Mapeamentos dos serviços utilizados para a transmissão de valores

analógicos amostrados

As partes 8 e 9 descritas acima definem e mapeiam toda a estrutura de

comunicação e são encontrados nos níveis de Estação e de Processos.

‒ IEC 61850–10: Teste de Conformidade

Procedimentos do Teste de Conformidade

Garantia e Teste de Qualidade

Documentação necessária

Teste de conformidade relacionado ao equipamento

Certificação das instalações de testes, e requisitos e validação dos

equipamentos de testes

3.6 – Requisitos para um Sistema Físico de Comunicação

As interfaces lógicas (IF) podem ser mapeadas para as interfaces físicas de

diversas maneiras. Conforme mostrado acima, o barramento da estação geralmente

65

implementa as IF 1,3,6 e 9; os barramentos de processos podem abranger as interfaces

lógicas 4 e 5. A IF 8 (“comunicação entre vãos”) pode ser mapeada para um barramento

apenas ou para os dois. O mapeamento vai ter um maior impacto no resultado de

desempenho necessário do sistema de comunicação.

1,3,6,9

8

4,5 4,5 4,5

Interfaces Lógicas Interfaces Físicas

(a)

1,3,6,9

8

4,5 4,5 4,5

Interfaces Lógicas Interfaces Físicas

(b)

Figura 48 – (a) Mapeamento de interfaces lógicas para interfaces físicas, utilizando a IF 8 no barramento da

estação, e , (b) utilizando a IF 8 no barramento de processos.

3.7 – Independência de Comunicação por Aplicação

A IEC 61850 especifica uma série de serviços e objetos abstratos que permitem

que as aplicações sejam escritas de diferentes maneiras de um protocolo específico. Esta

abstração permite que tanto os fabricantes quanto as concessionárias mantenham a

funcionalidade da aplicação e aperfeiçoem sua funcionalidade quando necessário. O

modelo de aplicação especificado nesta norma consiste em: uma aplicação gerada pelo

usuário/fabricante escrita para responder à configuração apropriada dos serviços ACSI.

Ela padroniza a configuração de serviços abstratos que serão utilizados entre as

aplicações e os “objetos das aplicações”, permitindo uma troca de informações

compatíveis entre os componentes de um SAS. Entretanto, esses objetos/serviços

abstratos precisam ser instanciados através do uso de protocolos de aplicação de

concreto e perfis de comunicação.

66

A implementação definitiva da interface interna do equipamento para os

serviços de ACSI é uma questão local e está além do escopo da IEC 61850. A ACSI

local é mapeada sobre o conjunto apropriado de aplicação definitiva dos serviços do

perfil de protocolo/comunicação, conforme especificado pelo SCSM específico. O

estado ou mudanças dos objetos dos dados são transmitidos como dados concretos.

A norma fornece uma variedade de mapeamentos que podem ser utilizados para

a comunicação dentro da subestação; a seleção de um mapeamento apropriado depende

dos requisitos funcionais e de desempenho.

Aplicação

SCSM 1 SCSM 2 SCSM n

CA 1 CA 2 CA n

Mapeamento do Serviço de Comunicação Específico

ACSI

Interfaces Específicas

Barras de Comunicação

CA = Camada de Aplicação

Somente os Componentes da Aplicação que são implementados pelos mesmo SCSM serão interoperáveis

Figura 49 – Modelo de Referência Básico

3.8 – Serviços e Modelagem de Dados

Os LNs apenas podem ser interoperáveis entre si se eles forem capazes de

interpretar e processar os dados recebidos (sintaxes e semânticas) e os serviços de

comunicação utilizados. Assim, é necessário normalizar os objetos de dados designados

para os LNs e sua identificação dentro dos LNs.

67

Os dados e serviços de uma aplicação podem ser modelados em três níveis (ver

Figura 50):

‒ O primeiro nível descreve os modelos abstratos e serviços de comunicação

utilizados para trocar informação entre os nós lógicos;

‒ Os níveis dois e três definem o modelo de objeto específico de domínio da

aplicação. Isto inclui uma especificação das classes de dados com os atributos e

sua relação com os LNs.

Nível 1: Interface do Serviço Abstrato de Comunicação (ACSI)

A ACSI especifica os modelos e serviços utilizados para acessar os elementos

(automação de subestação) dos serviços do modelo de objeto específico de domínio. Os

serviços de comunicação fornecem os mecanismos não somente para escrita ou leitura

dos valores dos objetos, mas também para outras operações, por exemplo para controlar

os equipamentos principais.

Nivel 2: Classes de Dados Comuns

O segundo nível define Classes de Dados Comuns (CDC). Uma classe de dado

comum define as informações estruturadas, compostas por um ou mais atributos. O tipo

de dado de um atibuto é definido na IEC 61850–7–1. Outros tipos de dados são

definidos como atributos de dados comuns no nível dois. Classes de dados definidas no

nível três são especializações dos CDCs de acordo com seu uso específico no contexto

de aplicação.

Nível 3: Classes de LNs Compatíveis e Classes de dados

O terceiro nível define as classes de LNs especificadas pelos modelos de objetos

compatíveis e classes de dados. Não é necessária especificação adicional já que são

definidos a identificação e o significado do LN e classes de dados. Um exemplo de

classe de dados é a posição da chave com qualidade e tempo.

68

Figura 50 – A abordagem de modelagem da série IEC 61850

3.9 – Padrões das Ferramentas para Engenheiros

Os componentes de um SAS contêm parâmetros de configuração e de operação.

Os parâmetros de configuração são, normalmente, configurados de maneira off–line e

necessitam reiniciar a aplicação após cada mudança; os parâmetros operacionais devem

ser configurados e mudados em tempo real sem provocar distúrbios na operação do

sistema.

Os parâmetros do sistema determinam a cooperação entre os IEDs incluindo as

estruturas internas e os procedimentos de um SAS em relação a sua limitação

tecnológica e equipamentos disponíveis. Esses parâmetros têm que ser consistentes, de

outra maneira as funções distribuídas não irão funcionar corretamente. Os parâmetros

do processo descrevem a informação trocada entre o ambiente de processo e o SAS.

Os parâmetros de função descrevem os recursos qualitativos e quantitativos da

funcionalidade utilizados pelo cliente. Normalmente esses parâmetros são modificados

em tempo real. As ferramentas têm que ser aptas a trocar ao menos parâmetros de

configuração e sistema e detectar (e prevenir) violações de consistência. A sintaxe e a

69

semântica da troca dos parâmetros do sistema são especificadas pelo capítulo 6 da IEC

61850.

Figura 51 – Troca de Parâmetros do Sistema

As ferramentas de engenharia determinam e documentam as funcionalidades da

aplicação específica e integram os equipamentos em um SAS. Eles podem ser

classificados como:

‒ Ferramentas de Desenvolvimento de Projetos;

‒ Parametrização e Ferramentas de Configuração;

‒ Ferramentas de Documentação.

3.10 – Linguagem de Configuração de um SAS

A engenharia de um sistema normalmente começa antes do sistema estar

fisicamente disponível. Em adição, os IEDs mais modernos já conseguem desempenhar

diversas funções. Entretanto, isto não significa que todas as tarefas serão realizadas em

paralelo, ao mesmo tempo, o que leva à necessidade de definir várias subconfigurações

de capacidade para o mesmo equipamento, cada uma delas para iniciar

instantaneamente cada uma das funções contidas.

70

Portanto, embora os equipamentos sejam auto–descritivos, as capacidades deles

assim como sua configuração de projeto específico em geral, e também em relação aos

parâmetros do sistema, devem ser normalizados antes que o IED esteja disponível e

fabricado. Para permitir a troca das descrições do equipamento e parâmetros do sistema

entre ferramentas de diferentes fabricantes de maneira compatível o capítulo 6 da IEC

61850 define uma linguagem de configuração de uma subestação (SCL).

Esta linguagem permite descrever as capacidades e todos os dados necessários

para definir os parâmetros do sistema de um IED. Isto inclui especialmente a conexão

entre um IED e suas funções para a subestação, em termos do diagrama unifilar, e a sua

localização no sistema de comunicação.

A linguagem é baseada em XML. Ela contém as seguintes subseções:

‒ Subseções de Subestação: descreve o diagrama unifilar de uma subestação e

sua conexão com os LNs, assim como a configuração destes nos IEDs. É

definida também a conexão com os IEDs com as partes e equipamentos de uma

subestação.

‒ Subseção de Comunicação: descreve as conexões de comunicação entre os

IEDs.

‒ Subseção do IED: descreve as capacidades (configuração) de um ou mais IEDs,

e a conexão para os LNs em outros IEDs.

‒ Subseção LNType: define quais objetos de dados estão, na verdade, contidos

nas instâncias dos LNs definidos para os IEDs.

3.11 – Topologia e Funções de Comunicação de um SAS

Como pode ser visto na figura 53, um dos focos da IEC 61850 é atender às

funções de automação de uma subestação pela comunicação para:

‒ Troca de valores de amostra para TCs e TPs;

‒ Troca rápida de dados para proteção e controle;

‒ Sinais de Controle e Trips;

‒ Engenharia e Configuração;

‒ Monitoramento e Supervisão;

71

‒ Comunicação com o Centro de Controle;

‒ Sincronização do tempo;

‒ etc.

Muitas funções são implementadas nos IEDs, e estas se comunicam com outras

funções em outros IEDs, através dos mecanismos de troca de informações padrão dos

equipamentos. Isso permite que funções distribuídas em outros IEDs possam ser

implementados. As diferentes topologias serão vistas no item 3.14.

Controlador de BayRelé

A

ReléB

TC e TP Equipamento de Seccionamento

Controlador de Bay ReléB

TC e TPEquipamento de Seccionamento

Outros Equip.

Outros Equip.

Outros Equip.

Roteador

Switch Ethernet

ReléA

Centro de Controle

HMI Engenharia

Barramentode

Processo

Barramentode

Estação

Figura 52 – Exemplo da Topologia de Automação de Subestação

3.12 – Os Modelos de Informação de um SAS

Os mecanismos de troca de informações se baseiam principalmente em modelos

de informação bem definidos. Esses modelos de informação e os métodos de

modelagem são a essência da IEC 61850. A norma utiliza a aproximação ao modelo de

informação comum encontrado nos equipamentos. O modelo fornece para o SAS uma

virtualização do modelo real (processo do sistema de potência, equipamentos de

seccionamento).

72

A norma quer decompor as funções de aplicação em funções menores que serão

usadas para a troca de informação. A granularidade é dada por uma alocação distribuída

razoável dessas funções menores para os IEDs.

Como já discutido na seção anterior, essas funções menores são os nós lógicos

(por exemplo, a representação virtual da classe de um disjuntor é o termo XCBR).

Vários nós lógicos configuram um dispositivo lógico (por exemplo, a representação de

uma unidade de Vão). Um dispositivo lógico sempre é implementado em um IED.

Portanto, os dispositivos lógicos não são distribuídos.

Os equipamentos reais são desenhados como modelos virtuais. Os nós lógicos

definidos no dispositivo lógico correspondem às funções bem conhecidas dos

equipamentos reais, ou seja, funciona como o equipamento em si.

Baseado nessa funcionalidade, um LN pode conter uma lista de dados (por

exemplo, posição), com dados de atributos dedicados. O dado tem uma estrutura e uma

semântica bem–definida. Os serviços são implementados por meio de comunicação

específica e concreta (por, exemplo, SCSM utilizando MMS, TCP/IP, Ethernet e

outros).

Os LNs e dados contidos nos dispositivos lógicos são cruciais para a descrição e

troca de informação para o SAS chegar a interoperabilidade e necessitam ser

configurados.

3.13 – Funções Modeladas pelos LNs

A tabela 4 lista todos os grupos dos LNs definidos pela norma. Foram definidos

cerca de 90 LNs na primeira edição da IEC 61850, cobrindo as aplicações mais comuns

de uma SE.

73

Grupos Nomes dos Nós Lógicos Números de

Nós Lógicos

L Nós Lógicos do Sistema 3

P Funções de Proteção 28

R Funções Relacionadas a Proteção 10

C Controle Supervisório 5

G Referências Genéricas 3

I Interfaceamento e Arquivamento 4

A Controle Automático 4

M Medição 8

S Sensores e Monitoramento 4

X Funções de Seccionamento 2

T Transformador Instrumental 2

Y Transformador de Potência 4

Z Outros Equipamentos de Potência 15

Total 92

Tabela 4 – Grupos de LNs definidos pela IEC 61850

3.14 – Topologias de Rede de um SAS baseado na IEC 61850

Os requisitos de Confiabilidade, Disponibilidade e Manutenção (RAM -

Reliability, Availability and Maintainability) são os fatores principais para a

determinação da arquitetura do SAS, assim como para a seleção dos equipamentos e a

hierarquia funcional do sistema. Para estes itens, o capítulo IEC 61850-3 da norma deve

ser aplicado.

O Fornecedor deve prover cálculos e dados que comprovem o atendimento dos

requisitos RAM acima. Os cálculos devem ser fornecidos na forma de uma

especificação de RAM, que inclua os seguintes cálculos estatísticos, baseados em dados

práticos:

‒ Probabilidade de falha de um dos componentes do SAS;

‒ Confiabilidade do SAS;

‒ Disponibilidade do SAS;

74

‒ Manutenção do SAS.

Não deverá haver falhas de qualquer tipo no SAS que façam com que a

subestação fique inoperável. Pelo menos, deverão ser mantidos o controle e

monitoramento confiáveis e seguros dos equipamentos da subestação a partir do prédio

de controle da subestação. A interface do SCADA do Centro de Operação deverá

continuar a operar se o computador principal da SE falhar.

Um projeto seguro deverá ser fornecido (ou seja, não deverá haver modo de

falha que faça com que o SAS inicie uma ação de controle indesejada, tal como disparo

ou fechamento de um disjuntor ou chave seccionadora). Além disso, as falhas do SAS

não deverão desativar o medidor local e as funções de controle da subestação.

O fabricante deverá esclarecer sobre a capacidade de permitir uma

reinicialização do sistema. Todos os programas deverão ser ativados e/ou programados

de acordo com uma sequência de inicialização pré-determinada, independentemente de

quais programas estiverem sendo executados antes de um reinício. Não deverá ser

necessária qualquer intervenção manual.

A definição da arquitetura deverá considerar aspectos como: custo, segurança operação,

manutenção e facilidade de intervenção/liberação do vão (para manutenção).

Um dos objetivos da norma IEC 61850 é a diminuição ou quase eliminação dos

cabos de controle que conduzem os sinais de estados, alarmes e comandos, transferindo

esta função e responsabilidade para a rede de comunicação e para os próprios IEDs. Um

dos princípios básicos para a definição da topologia da rede em SEs de maior

importância é: a falha de qualquer dos elementos da rede ou mesmo de um dos IEDs de

proteção não deve afetar as funcionalidades consideradas essenciais para a operação dos

equipamentos primários (vão de linha, transformador, etc.) com segurança.

As UACs, através dos seus respectivos módulos de entradas e saídas, deverão se

conectar aos circuitos de comando, alarmes e demais sinais do vão. Os dados de

aquisição analógica provenientes do processo devem ser armazenados e tratados pela

UAC do vão respectivo.

Cada setor da subestação deverá possuir uma rede de comunicação local (LAN-

P) para conduzir as informações da proteção principal (P) e de controle e outra rede de

comunicação local (LAN-A) para conduzir as informações da proteção alternada (A) e

de controle. As redes LAN-P e LAN-A deverão ser completamente independentes, de

75

maneira que uma falha ou indisponibilidade em um elemento de uma rede não afete o

funcionamento da outra.

As redes LAN deverão ser constituídas por um conjunto de switches

gerenciáveis adequadas para trabalhar no ambiente adverso de uma subestação e utilizar

o protocolo IEC 61850. Deverão ser utilizados cabos de fibra óptica para a interconexão

entre os switches e entre estes e os IEDs respectivos.

As UACs e os Registradores Digitais de Perturbação - RDPs deverão possuir

fontes de alimentação redundantes independentes, chaveadas por relé auxiliar, de forma

que, na indisponibilidade da fonte principal, a fonte alternada seja conectada

automaticamente.

Em geral, a topologia de rede é relacionada ao nível de tensão e, na sua

aplicação, tem que ser levado em conta a posição física dos IEDs e o layout dos

equipamentos principais. Idealmente é esperado conectar um grupo de IEDs por vão a

um único switch e um segmento de rede por nível de tensão. Os tipos de topologia serão

apresentados abaixo [4]:

Topologia com Switch Único: possui como característica um único roteador

que faz a comunicação de todos os equipamentos (um único ponto de falha),

como pode ser visto na figura 53.

P

C

Vão Vão Vão Vão

C

P2

P1 P

CC

P2

P1

Figura 53 – Exemplo de Topologia com Switch Único

76

Topologia Estrela: esse tipo de topologia diminui a probabilidade de isolar a

comunicação, criando vários pontos, com vários roteadores. Mais seguro, porém

mais caro (ver figura 54).

Vão

C

P2

P1

Vão

C

P2

P1

Vão

C

P2

P1

Vão

C

P2

P1

Vão

C

P2

P1

Vão

C

P2

P1

Figura 54 – Exemplo de Topologia Estrela

Topologia de Dupla Estrela: o uso dessa topologia tem como objetivo alcançar

alta disponibilidade e aumenta o número de ponto de falhas. Cada equipamento

principal é conectado a duas redes redundantes, garantindo uma maior

confiabilidade (ver figura 55).

77

LAN A

Vão

C P2 P1

Vão

CP2 P1

Vão

CP2 P1

LAN B

Figura 55 – Topologia Dupla Estrela

Topologia em Anel Simples:

Vão

MU

C

P

Vão

MU

C

P

Vão

MU

C

P

Figura 56 – Topologia em Anel Simples

78

3.15 – Requisitos de Testes

A principal vantagem que nos oferece a norma IEC 61850 é a facilidade de

expansão dos Sistemas de Automação de Subestações (SAS), em razão da característica

de interoperabilidade entre os IEDs interligados, o que reduz drasticamente o custo das

expansões. Entretanto, a simples inclusão na especificação do sistema da necessidade de

ser compatível com a norma está longe de ser suficiente para garantir sua expansão

futura sem problemas.

O trabalho de desenvolvimento do software interno de um IED de proteção e

controle envolve tarefas de extrema complexidade, sendo feito por equipes

especializadas que poderão interpretar ou implementar certos detalhes definidos na

norma de maneira diferente de outras equipes. Há também a possibilidade de que certas

aplicações específicas não tenham sido consideradas pela norma.

A especificação do SAS, além de requerer que o mesmo seja compatível com a

norma IEC 61850, deve fornecer um mínimo de definições que são fundamentais para

facilitar as expansões futuras.

Entre estas definições, podemos citar: a identificação precisa dos equipamentos

primários indicada no diagrama unifilar, o grau de redundância desejado para a proteção

e a rede LAN (alternativamente, pode-se fornecer o índice de confiabilidade desejado),

a lista das funcionalidades que serão utilizadas, juntamente com sua descrição sucinta,

informações sobre o desempenho das funções (tempo de resposta etc.), além de outras.

Por outro lado, mesmo que cada IED tenha sido exaustivamente submetido aos

testes de conformidade com a norma, a probabilidade de que dois ou mais IEDs não

consigam interoperar para certas aplicações não deve ser desconsiderada,

principalmente durante os primeiros anos de aplicação da norma ou sempre que for

desejada uma nova aplicação.

Como consequência, a realização de testes funcionais e de interoperabilidade

envolvendo um conjunto integrado de IEDs, de preferência em ambiente

comercialmente neutro, é fundamental para garantir a expansibilidade do sistema com

IEDs de fabricantes diferentes daquele que forneceu a instalação inicial.

79

3.15.1 – Teste de Conformidade

No capítulo 10 da IEC 61850 são estabelecidos requisitos para os testes de

conformidade a serem realizados em um IED ou em um SAS. O objetivo destes testes é

verificar se o dispositivo sob teste obedece aos requisitos de comunicação definidos

pela norma IEC 61850.

Geralmente, os testes de conformidade para cada um dos IEDs que fazem parte

do SAS são da responsabilidade do respectivo fabricante e, em geral, são realizados por

uma organização independente. Deve ser fornecido o certificado de homologação como

parte da documentação do IED.

Adicionalmente, devem também ser fornecidos pelo fabricante do IED os

arquivos MICS – detalha o padrão dos elementos do objeto de dados suportado pelo

IED ou SAS a ser testado – PICS – resumo das possibilidades de comunicação do IED

ou SAS a ser testado – e PIXIT – contêm informações específicas relativas ao IED ou

SAS a ser testado e que estão fora do escopo do IEC 61850. Estes arquivos são

implementados em linguagem SCL e contém informações importantes sobre as

possibilidades de comunicação e teste dos IEDs, assim como sobre a arquitetura interna

e o SCSM, ou seja, o mapeamento de comunicação específico. Para realizar os testes de

conformidade e os testes funcionais, é necessário dispor de um conjunto de testes

adequados, incluindo, pelo menos um equipamento de teste baseado na norma IEC

61850, uma rede Ethernet, um computador e as ferramentas computacionais necessárias.

A Figura 57 mostra as conexões que devem ser realizadas [9].

Figura 57 – Conexões Realizadas para o Teste de Conformidade

80

O equipamento de teste deve ser capaz de simular a comunicação vertical, como

por exemplo, as informações de configuração e operacionais (SCADA) transferidas no

modo cliente-servidor, assim como a comunicação horizontal, incluindo as mensagens

GOOSE ou GSSE, no modo editor-assinante (publisher-subscriber). O editor realiza

publicações de mensagens, ou seja, envia para o IED sob teste mensagens GOOSE. O

assinante realiza subscrições, ou seja, recebe e armazena as mensagens enviadas pelo

IED, avaliando o estado dos atributos nessas mensagens.

O sistema de teste deve ser composto por um equipamento capaz de simular o

processo de um SAS, com fontes de corrente e de tensão e simulação de comandos do

processo (bobina de trip do disjuntor, estado do disjuntor e chaves, etc.). Este

equipamento também deve possuir comunicação Ethernet para interagir com a rede

LAN sob teste. Ainda fazem parte do sistema um conversor eletro-ótico, switch para

conexão dos componentes do sistema de teste simulando a rede LAN do SAS e um

conjunto de ferramentas de teste para análise e simulação, em linguagem SCL. Essas

ferramentas deverão ser integradas em uma Interface Homem Máquina (IHM).

Os objetivos dos Testes de Conformidade são:

‒ Reduzir os riscos de não interoperabilidade a um nível aceitável;

‒ Fornecer o máximo de confiança à transmissora ou distribuidora de que o

dispositivo interoperará com outros dispositivos certificados;

‒ Realizar um teste de tipo da interface de comunicação de um SAS.

É sempre recomendável realizar o Teste de Conformidade antes da integração do

sistema no campo a fim de descobrir, ainda em tempo, possíveis diferenças de

interpretação e possíveis erros de software, bem como a exata funcionalidade da

implementação do protocolo.

3.15.2 – Teste de Interoperabilidade

Para o teste de interoperabilidade devem ser conectados à LAN dois ou mais

IEDs, devendo ser geradas e transmitidas mensagens no padrão IEC 61850. Quando

possível, uma solução mais realista será utilizar os próprios equipamentos do SAS para

gerar as mensagens, desde que se disponha de um analisador compatível com a norma

IEC 61850 capaz de analisar as mensagens GOOSE e demais mensagens geradas pelos

IEDs [9].

81

Não é prático nem possível testar todas as possibilidades de comunicação de um

relé com todos os demais IEDs de um SAS, uma vez que o número de possibilidades é

muito grande e cresce exponencialmente com o número de IEDs. O que é prático e pode

ser realizado, de forma realista, é estabelecer cenários de teste prováveis e que

representem as condições mais desfavoráveis esperadas. As situações de tráfego

carregado poderão ser simuladas por um computador adicional conectado à rede.

Considera-se que cada IED tenha sido previamente testado com relação à

conformidade com a norma e os requisitos funcionais e que a operação das funções não

distribuídas tenha sido também previamente verificada, sendo observadas as mensagens

geradas e recebidas pelo IED relativamente a sinais de status, comandos, alarmes e

informações para a IHM.

Diante da grande complexidade representada por um SAS com funções

distribuídas, sugere-se começar pelas situações mais simples e ir aumentando, pouco a

pouco, o grau de complexidade. Iniciar com dois IEDs, testando as funções distribuídas

menos complexas e com a rede sem tráfego. Prosseguir com os testes até que todas as

funções distribuídas que envolvam os dois IEDs tenham sido testadas. Somente então

acrescentar um terceiro IED e, depois outro, até que todo o SAS tenha sido testado.

Lembrar que a situação mais crítica para a interoperabilidade ocorre quando temos IEDs

de fabricantes diferentes operando com funções distribuídas.

Como exemplo, pode-se simular uma falta envolvendo dois ou mais IEDs de

proteção ou controle e analisar as mensagens trocadas por estes IEDs, incluindo as

mensagens verticais para o IHM (status, alarmes e comandos) e as mensagens GOOSE.

Cada uma das funções distribuídas deve ser testada, simulando-se as diversas situações

que possam ocorrer. Os IEDs futuros, ou aqueles que não estiverem disponíveis por

ocasião do teste, podem ser simulados por uma ferramenta computacional adequada.

Um conjunto de IEDs conectados a uma rede LAN, juntamente com simulador de

mensagens GOOSE, analisador de protocolo, IHM, armazenamento, captura e

visualização dos dados de teste, além de uma fonte controladora e geradora dos sinais

analógicos, está mostrado na Figura 58. O equipamento de GPS, embora não mostrado,

também faz parte do conjunto.

82

Figura 58 - Sistema para Teste de Interoperabilidade de Vários IEDs

Mesmo considerando que todos os IEDs componentes de um SAS foram

aprovados nos testes de conformidade de responsabilidade do fabricante, poderão

ocorrer diferenças entre IEDs que irão dificultar os testes de interoperabilidade. É

importante lembrar que a realização dos testes funcionais e de interoperabilidade no

ambiente controlado de um laboratório é muito superior à busca de defeitos e sua

correção no campo. No laboratório, os testes são feitos passo a passo e se dispõe de

ferramentas computacionais de análise que facilitam a identificação de problemas. No

campo, poderão aparecer defeitos simultâneos, que irão dificultar muito sua localização

e reparo, podendo prolongar de forma não controlada o prazo de realização dos testes de

campo.

3.15.3 – Teste de Desempenho

Os testes de desempenho de um SAS destinam-se a verificar se o desempenho de

cada função se mantém dentro dos limites especificados, mesmo quando a rede de

comunicação é submetida a condições críticas de trafego de mensagens ou ruído.

Aplicam-se tanto às funções distribuídas quanto às não distribuídas. Durante os testes de

83

desempenho, são verificados os tempos máximos de operação de funções, assim como

os tempos máximos que cada mensagem (especialmente as mensagens GOOSE) irá

levar desde sua geração em um IED até que seja recebida pelos IEDs subscritores que

irão utilizar a informação [1].

84

Capítulo 4

Descrição do Arquivo SSD

4.1 – Introdução

Este capítulo irá apresentar incialmente a linguagem utilizada pela norma IEC

61850 que descreve todos os arquivos necessários para a comunicação entre o IHM, os

IEDs e os equipamentos de proteção de uma SE. Em seguida será mostrado como foi

feita a formatação do arquivo de descrição de uma SE (arquivo SSD) que descreve o

diagrama unifilar da subestação e seus nós lógicos exigidos a partir do diagrama unifilar

de uma SE com o uso do software Visual SCL.

4.2 – Formatação do Arquivo SSD

Para atender ao padrão IEC 61850, uma especificação deve conter, pelo menos,

uma descrição das interconexões entre as funções e entre estas e os equipamentos no

campo. Isto pode ser obtido com o auxílio da linguagem SCL. O resultado da aplicação

desta linguagem é chamado de arquivo de descrição da especificação do sistema

Entretanto, os arquivos SSD não definem detalhes específicos da implementação das

funções e a interação entre funções. Isto deve ser descrito conforme é feito hoje, com

diagramas e texto.

Os arquivos SSD permitem, porém, a inclusão de pequenas partes de texto ou

referências a arquivos contendo informações sobre o diagrama unifilar e a definição dos

LNs e LDs, o que facilita a compreensão da especificação do sistema.

Primeiramente, para ser feita toda a modelagem do arquivo SSD, é necessário

ter o diagrama unifilar da subestação que se deseja modelar. Lembrando que o que será

especificado serão os LDs e LNs, ou seja, a virtualização do sistema de proteção de uma

subestação, nesse caso uma subestação de distribuição primária de 34,5 kV–13,8 kV.

85

A linguagem utilizada será a CIM XML, uma linguagem baseada em XML.

Essa linguagem alcançou grande aceitação para facilitar a troca de informação entre

empresas e seu uso está se expandindo. Em razão de sua flexibilidade e extensibilidade,

a troca de documentos XML fornece uma abordagem adequada para possibilitar a

integração de sistemas díspares. O modelo CIM está, também, ganhando aceitação

como um padrão na indústria elétrica. A combinação destes dois padrões conduz a uma

abordagem poderosa no sentido de satisfazer às necessidades das concessionárias de

energia elétrica.

O SCL é usado com o objetivo de se diminuir custos e tempo para a engenharia,

por ser menos dependente do fabricante, com possibilidade de se importar os arquivos

SCL, e melhora o requisito de especificação da concessionária. Todo o processo de

engenharia envolvido no uso do SCL pode ser visto na figura 59 [9].

*.SSD *.SSD

*.ICD

*.ICD

*.ICD

*.SSD

*.ICD

*.ICD

*.ICD

*.CID

*.CID

*.CID

Ferramenta de Especificação da Subestação

Configurador da Subestação

2

1Fabricante

3

4

Configurador de IEDs

Figura 59 – Processo de Engenharia

1 – Descrição das Capacidades do IED – É desenvolvido pelos fabricantes o

arquivo .ICD que descreve as capacidades dos IEDs que serão utilizados nas

subestações e (opcional) os dados pré configurados dos modelos de dados do IED,

como os tipos de LDs, LNs e blocos de controle.

86

2 – Modelagem da Subestação – o arquivo .SSD que descreve o diagrama uni-

filar de toda a SE com seus respectivos LNs é desenvolvido através de alguma ferra-

menta (neste projeto o Visual SCL).

3 – Combinação dos arquivos SSD e ICD – com a combinação dos arquivos

SSD e ICD, é criado o arquivo .SCD que descreve a configuração completa da

subestação incluindo o diagrama unifilar, rede de comunicação, configuração dos IEDs,

informação de conexão.

4 – Arquivo SCD – a partir do arquivo .SCD e uma ferramenta configuradora

de IEDs, é criado o arquivo .CID, que descreve a função atual de um IED, com todos os

parâmetros relevantes para ele nesse momento. O uso desse arquivo é opcional, e pode

ser usado o arquivo .ICD determinado pelo fabricante.

A figura 60 mostra o diagrama unifilar da SE que será utilizado para descrever o

arquivo SSD no padrão IEC 61850.

87

Relé Relé

Relé Relé

Relé Relé

Relé Relé

Relé Relé

Relé Relé

Relé Relé

Relé

Relé

Relé

Relé

34,5 kV

13,8 kV

Relé

Relé

Relé

Relé

Figura 60 – Diagrama Unifilar da Subestação

88

Inicialmente no arquivo XML são colocadas as seguintes linhas de comando:

<?xml version="1.0" encoding="utf–8"?>

<SCL xmlns:xsi="http://www.w3.org/2001/XMLSchema–instance"

xmlns:xsd="http://www.w3.org/2001/XMLSchema"

xmlns="http://www.iec.ch/61850/2003/SCL">

<Header toolID="Exemplo1" nameStructure="FuncName">

<History />

</Header>

Após esse procedimento, é definida a subestação e seu nome com a expressão

<Substation name="S1">. Esse termo define o início de toda a configuração do

esquema da subestação. Depois é definido o nível de tensão, que pode ser visto na

expressão abaixo para o lado de 34,5 kV, por exemplo:

<VoltageLevel sxy:x="143" sxy:y="101" name="V34–5k"

xmlns:sxy="http://www.iec.ch/61850/2003/SCLcoordinates">

Para o diagrama unifilar ser montado na linguagem SCL, é necessário dividir os

diversos equipamentos em vãos que, para o CIM XML, são chamados de bays (vãos).

Para se escolher os vãos da melhor maneira, é necessário pegar os equipamentos

principais e traçar uma área no entorno. No caso da subestação que será modelada, os

vãos foram divididos da seguinte maneira:

89

52

Relé

52

Relé

52

Relé

52

Relé

Relé Relé

52

Relé

52

Relé

Relé Relé

52

Relé

52

Relé

Relé Relé

52

Relé

Relé

52

Relé

Relé

34,5 kV

13,8 kV

52

Relé

Relé

52

Relé

Relé

Figura 61 – Divisão dos Vãos da Subestação

A entrada de cada vão é feita de maneira análoga à da definição da subestação,

com a expressão <Bay sxy:x="–67" sxy:y="–72" name="Q2"> , por exemplo. Dentro

de cada vão são colocados os LNs e LDs dos equipamentos de proteção, medição e

controle, e das funções de proteção de cada equipamento. Pode–se perceber na

expressão abaixo um exemplo da entrada de cada LD e os LNs correspondentes:

<ConductingEquipment sxy:x="183" sxy:y="15" name="TP1" type="VTR">

<LNode lnInst="1" lnClass="TVTR" />

<LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L1"

substationName="S1" voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2"

cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L2"

substationName="S1" voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2"

90

cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L4"

substationName="S1" voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2"

cNodeName="L4" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L5"

substationName="S1" voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2"

cNodeName="L5" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

</ConductingEquipment>

Inicialmente é escolhido o equipamento que neste caso é do tipo VTR, que

significa Voltage Transformer – Transformador de Potencial – e seus nós lógicos

correspondentes. O TVTR, por exemplo, significa que o LN está no grupo T [ver item

2.9], e tem a função de ser VTR, ou TP. Depois disso são escolhidos os pontos de

conexão, e para onde eles estão endereçados.

Qualquer outra descrição de equipamento é feita de maneira análoga, e as

proteções foram colocadas acopladas aos TCs da subestação que alimentam os relés.

Melhor descrição está no item 3.2. O arquivo SSD criado para a subestação proposta

está descrito no anexo A deste projeto.

Produzir o arquivo inteiro de descrição de uma SE mais complexa, ou maior do

que a de distribuição primária, iria demandar muito tempo. Pensando nisso, algumas

empresas desenvolveram softwares em que os arquivos de configuração e especificação

de uma SE são produzidos diretamente através de uma interface gráfica, de modo que

conforme são inseridos os desenhos dos equipamentos e as linhas, o arquivo vai sendo

escrito automaticamente em paralelo.

Neste projeto foi utilizado o software Visual SCL, que torna mais amigável a

criação do SSD, além de possibilitar a visualização e comparar com o diagrama unifilar

original da SE. Na figura 62 é mostrada a interface do Visual SCL.

91

Figura 62 – Visual SCL

O software permite a criação do diagrama unifilar, incorporando todos os

equipamentos (LD) e permitindo também incluir suas respectivas proteções (LNs).

Portanto, pode ser vista na figura 63 uma parte da SE definida no software, com seu

arquivo SSD escrito ao lado.

92

Figura 63 – Modelagem da Subestação / Arquivo SSD

Na figura 64 se encontra toda a descrição do diagrama unifilar da SE produzido

no Visual SCL, com suas respectivas funções, descritas abaixo.

93

Figura 64 – Subestação

94

4.3 – Descrição dos LNs Utilizados:

4.3.1 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Controle: C

CILO – Função de Intertravamento

CSWI – Controlador do Chaveamento

4.3.2 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Proteção: P

PDIR – Proteção Direcional

PTOC – Proteção de Sobrecorrente

PTRC – Condicionamento de Envio da Proteção; tem a função de conectar

várias funções em um ponto em comum para enviar para o XCBR

(disjuntor).

PTOV – Proteção de Sobretensão

4.3.3 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Medição: M

MMXU – Medição; calcula correntes, tensão, potência e impedância de um

sistema trifásico de potência.

4.3.4 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Função Relacionada:

R

RREC – Religamento automático

4.3.5 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Chaves: X

XCBR – Disjuntor

95

4.3.6 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Transformadores

Instrumentais: T

TCTR – Transformadores de Corrente

TVTR – Transformadores de Potencial

4.3.7 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Transformadores de

Potência: Y

YPTR – Transformador de Potência

YPSH – Potência Shunt

YLTC – Trocador de Tap

YEFN – Aterramento

96

Capítulo 5

Conclusões

Conforme apresentado neste trabalho, a norma IEC 61850 apresenta grandes

vantagens em relação aos SAS convencionais ainda predominantes no Brasil. Uma

vantagem é a redução do número de cabos de comunicação e a introdução do uso de

fibra ótica, através de uma rede mais rápida e confiável utilizando protocolo TCP/IP.

A IEC 61850 trouxe uma série de possibilidades para o desenvolvimento de

novas soluções em automações de subestações no que se refere ao uso dos recursos

mais modernos disponíveis.

Uma característica extremamente positiva da norma referida é sua aceitação

mundial, diferentemente do que ocorreu com os diversos protocolos de comunicação

anteriores. Acredita-se que, em poucos anos, os demais protocolos de comunicação

serão substituídos pelo IEC 61850, em vista dos seus muitos benefícios. Novas

instalações que não estiverem considerando o uso deste padrão estarão

tecnologicamente ultrapassadas em relação ao futuro próximo.

Outra evolução tecnológica que está começando a ser considerada pelas

empresas de distribuição no Brasil é o conceito de Smart Grid, o qual implica em uma

utilização muito maior de informações sobre o processo elétrico que é facilitado pelo

uso do padrão IEC 61850.

Outra vantagem é a garantia de interoperabilidade entre IEDs de fabricantes

diferentes, permitindo assim o compartilhamento rápido de informações entre eles

através do uso das mensagens GOOSE.

Finalmente, este trabalho mostra a importância do uso da linguagem SCL,

baseada em XML, que permite que o diagrama unifilar com as características da

subestação, os LNs com as principais funções de proteção, controle e especificações de

um SAS e a especificação dos IEDs sejam descritos em arquivos, essencial em um

projeto de automação de uma Subestação.Uma vez criados, esses arquivos podem ser

importados facilmente pela engenharia, reduzindo o custo e esforço na configuração dos

dispositivos compatíveis com a IEC 61850.

97

Bibliografia

[1] ALLAN C. P. (2005). Integração dos Sistemas de Proteção, Controle e Automação

de Subestações e Usinas - Estado da Arte e Tendências.

[2] BOGDAN K., JAMES W., ERIC A. W., JOHN B., DALE F. & MARK A. (2006).

IEC 61850 – A Practical Application Primer for Protection Engineers.

[3] EQUIPE DE ENGENHARIA DA SEL (2010). Redes de comunicação em

subestações de energia elétrica – Norma IEC 61850. Revista Setor Elétrico, pp. 56–61.

[4] MARK A., DREW B. & RALPH M. (2009). IEC 61850 Communication Networks

and Systems in Substations – An Overview for users.

[5] JIANQING Z. & CARL A. G. IEC 61850 – Communication Networks and Systems

in Substations: An Overview of Computer Science. Universidade de Illionis

[6] GERALDO K. (1999). Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. Vol. 1 e 2.

[7] ALLAN C. P., EDUARDO Z., RICARDO A., RODOLFO P.& DAVID C. (2009)

Sistemas de Proteção e Automação de Subestações de Distribuição e Industriais

Usando a Norma IEC 61850. XIII ERIAC

[8] Norma IEC 61850 1a Edição. (2003).

[9] BAS MULDER. (2013). NIEUW DNV STIJL – IEC 61850 Training.

[10] ANTONIO C. C. DE CARVALHO, ANTONIO P. PUENTE, ARTUR FUCHS,

CARLOS M. PORTELA, DUÍLIO D. FIGUEIREDO, EDELBERTO JOSÉ

GUERATTO, FRANCISCO M. S. CARVALHO, GLYCON G. JUNIOR, IVAN S.

MORAIS, JORGE A. FILHO, JOÃO B. DE ALMEIDA, JULIO S. TEIXEIRA, LUIZ

98

DA P. S. DA SILVA, MANABU ASANO, MÁRCIO A. G. DRUMMOND, MARTA

LACORTE, MICHEL A. VORPE, OSCAR K. FILHO, ROBERTO COLOMBO,

SEBASTIÃO V. F. JÚNIOR, SÉRGIO DE A. MORAIS, SÉRGIO DE O. FRONTIN &

WILSON J. FRANÇA (1995). Disjuntores e Chaves – Aplicação em Sistemas de

Potência.

[11] ARY D’AJUZ, FABIO M. RESENDE, F. M. SALGADO CARVALHO,

IRAPOAN G. NUNES, JORGE A. FILHO, L. E. NORA DIAS, MARCO P. PEREIRA,

OSCAR K. FILHO & SÉRGIO DE A. MORAIS (1985) Equipamentos Elétricos –

Especificação e Aplicação em Subestações de Alta Tensão

[12] CEFET–RJ (1990). Apostila de Subestações.

[13] Marcos A. Dias de Almeida Natal (2000). Apostila de Proteção de Sistemas

Elétricos.

[14] SENAI-SC (2010). Transformador de Corrente.

[15] Aula de Distribuição de Energia Elétrica (2013). Visita à Subestação da Light-RJ

no Rio Comprido.

[16] AMADEU C. CAMINHA. (1978). Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos

de Potência.

[17] CARLOS R. S. FILHO. Transformadores para Instrumentos.

99

Anexo A

Arquivo SSD da Subestação

A.1 – Objetivo:

Este anexo tem o intuito de mostrar todo o arquivo SSD da subestação modelada

no Capítulo 4.

A.2 – Detalhamento do Arquivo SSD:

<?xml version="1.0" encoding="utf–8"?>

<SCL xmlns:xsi="http://www.w3.org/2001/XMLSchema–instance"

xmlns:xsd="http://www.w3.org/2001/XMLSchema" xmlns="http://www.iec.ch/61850/2003/SCL">

<Header toolID="Visual SCL" nameStructure="FuncName">

<History />

</Header>

<Substation name="S1">

<VoltageLevel sxy:x="143" sxy:y="101" name="V34–5k"

xmlns:sxy="http://www.iec.ch/61850/2003/SCLcoordinates">

<PowerTransformer sxy:x="118" sxy:y="308" name="T1">

<LNode lnInst="1" lnClass="YEFN" />

<LNode lnInst="1" lnClass="YLTC" />

<LNode lnInst="1" lnClass="YPSH" />

<LNode lnInst="1" lnClass="YPTR" />

<TransformerWinding name="W1">

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q4/L2" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q4" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

</TransformerWinding>

<TransformerWinding name="W2">

<Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/D2/Q1/L2" substationName="S1"

voltageLevelName="D2" bayName="Q1" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V13–8k/Q1/L3" substationName="S1"

voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q1" cNodeName="L3" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V13–8k/Q6/L4" substationName="S1"

voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q6" cNodeName="L4" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

</TransformerWinding>

</PowerTransformer>

<PowerTransformer sxy:x="302" sxy:y="309" name="T2">

100

<LNode lnInst="1" lnClass="YEFN" />

<LNode lnInst="1" lnClass="YLTC" />

<LNode lnInst="1" lnClass="YPSH" />

<LNode lnInst="1" lnClass="YPTR" />

<TransformerWinding name="W1">

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q5/L2" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q5" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

</TransformerWinding>

<TransformerWinding name="W2">

<Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/D2/Q2/L2" substationName="S1"

voltageLevelName="D2" bayName="Q2" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V13–8k/Q2/L3" substationName="S1"

voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q2" cNodeName="L3" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V13–8k/Q7/L9" substationName="S1"

voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q7" cNodeName="L9" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

</TransformerWinding>

</PowerTransformer>

<Bay sxy:x="–67" sxy:y="–72" name="Q2">

<ConductingEquipment sxy:x="183" sxy:y="15" name="TP1" type="VTR">

<LNode lnInst="1" lnClass="TVTR" />

<LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L1" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L2" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L4" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" cNodeName="L4" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L5" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" cNodeName="L5" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

</ConductingEquipment>

<ConductingEquipment sxy:x="183" sxy:y="39" name="DIS1" type="CBR">

<LNode lnInst="1" lnClass="CSWI" />

<LNode lnInst="1" lnClass="CILO" />

<LNode lnInst="1" lnClass="XCBR" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L1" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

101

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L2" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L3" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" cNodeName="L3" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L4" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" cNodeName="L4" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L5" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" cNodeName="L5" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

</ConductingEquipment>

<ConductingEquipment sxy:x="183" sxy:y="80" name="TC1" type="CTR">

<LNode lnInst="1" lnClass="TCTR" />

<LNode lnInst="1" lnClass="PDIR" />

<LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" />

<LNode lnInst="1" lnClass="PTRC" />

<LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L3" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" cNodeName="L3" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V34–5k/Q1/L1" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q1" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

</ConductingEquipment>

<ConnectivityNode name="L1" />

<ConnectivityNode name="L2" />

<ConnectivityNode name="L3" />

<ConnectivityNode name="L4" />

<ConnectivityNode name="L5" />

</Bay>

<Bay sxy:x="10" sxy:y="100" name="Q1">

<LNode lnInst="1" lnClass="TVTR" />

<LNode lnInst="2" lnClass="TVTR" />

<LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" />

<ConnectivityNode name="L1" />

</Bay>

<Bay sxy:x="–72" sxy:y="–72" name="Q3">

<ConductingEquipment sxy:x="376" sxy:y="15" name="TP2" type="VTR">

<LNode lnInst="1" lnClass="TVTR" />

<LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L1" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

102

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L2" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L4" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L4" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L5" substationName="S1"

voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L5" xmlns:ease="http://www.ase–

systems.com/61850/2003/SCLextensions" />

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103

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104

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105

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106

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107

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108

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109

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<ConnectivityNode name="L1" />

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</Bay>

<Bay sxy:x="229" sxy:y="294" name="Q11">

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110

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</ConductingEquipment>

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</Bay>

<Bay sxy:x="242" sxy:y="250" name="Q12">

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111

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<Bay sxy:x="156" sxy:y="250" name="Q14">

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112

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<LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" />

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<ConductingEquipment sxy:x="377" sxy:y="81" name="DIS12" type="CBR">

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<Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V13–8k/Q14/L1" substationName="S1"

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</ConductingEquipment>

<ConductingEquipment sxy:x="377" sxy:y="122" name="TC22" type="CTR">

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</Bay>

</VoltageLevel>

</Substation>

</SCL>