As empresas de energia elétrica ainda estão vivenciando mudanças impostas pelo modelo do setor e demandando outras que podem impactar sua capacidade de investir e a forma como os diversos usuários lidam com a energia. Todas essas transformações pedem empresas mais ágeis, com menores custos, com melhor qualidade de serviço e maximização da disponibilidade de seus ativos – isso as tem levado à automação e à TI nos seus diversos processos. A NR 10 – norma reguladora de segurança em instalações e serviços em eletricidade – no seu item 10.7.3, gerou muita discussão sobre os serviços em áreas isoladas e também destacou as soluções das tecnologias de automação e informação.
Mas muitas empresas do setor elétrico elaboraram projetos de automação com baixo grau de integração acarretando perdas financeiras, pouca sinergia de dados e compartilhamento de resultados entre as diversas funcionalidades e muitos sistemas de automação foram desenvolvidos de forma estanque, elevando a redundância na aquisição de dados.
O ambiente de TA e TI proporcionou a entrada de tecnologias diversas no setor elétrico, destacando-se os sistemas especialistas, a lógica fuzzy, redes neurais e algoritmos genéticos, a digitalização dos sistemas de telecomunicações, uso intensivo de fibras ópticas, a expansão
da internet e suas aplicações web, maior utilização de imagens, sistemas de vigilância, sistemas de monitoramento e diagnóstico de falhas, utilização de software livre, arquitetura de redes LAN/MAN/WAN, programação orientada a objeto, utilização de equipamentos para medição fasorial sincronizada (PMUs), elaboração da IEC 61850, integração de sistemas corporativos e de controle de processos...
A lista é enorme e cada uma das inovações gerou muitas oportunidades de melhorar o negócio. A norma IEC 61850, por exemplo, possibilitou a interoperabilidade, busca antiga das empresas do setor de energia, decorrente dos elevados gastos feitos para integração de automação de diferentes fabricantes. Já a medição fasorial introduz a monitoração da dinâmica do sistema elétrico permitindo o desenvolvimento de inúmeras aplicações que agregam maior segurança para a operação do sistema elétrico.
Ter visão funcional integrada da automação dos processos ligada à rede corporativa era o caminho óbvio, empurrado pelo apagão de 11 de março de 1999 – que deixou 70% do país e parte do Paraguai às escuras –, onde se verificou que as estações conectadas à rede de operação do Brasil não possuíam um sistema de supervisão e controle confiável e também um sistema de operação e eventos que trouxesse segurança para a operação do sistema. O relatório daquele apagão recomendou ao ONS "implantar recursos que permitam uma maior observabilidade e controlabilidade do sistema".
Surgiu, então, o projeto Sinocon – Sistema Nacional de Observabilidade e Controlabilidade, para que o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e todos os agentes tenham uma melhor supervisão e controle de suas instalações.
O projeto consistia basicamente na troca da Unidade
Terminal Remota de todas as instalações que não possuíam os requisitos mínimos de supervisão e controle – entenda-se por requisitos mínimos, medidas de potência ativa, potência reativa, sinalização de estado de chaves e disjuntores entre outras informações. Isso impôs um grande desafio para os agentes, pois para os serviços de troca das remotas, quase todos os equipamentos das instalações têm que ser desligados para a realização das intervenções – e o desligamento dos equipamentos das estações, principalmente da rede de operação, gera risco de o sistema ficar exposto em contingências, com perturbações agravadas em virtude do desligamento. Essa troca de UTRs foi fundamental, pois possibilitou os passos seguintes – afinal, não se monitora nem controla o que não se mede! E as distribuidoras de energia fizeram a lição de casa.
Resumidamente, um sistema elétrico operando em regime permanente está sujeito a restrições de carga, operação e segurança – atendimento às restrições de segurança significa que nenhuma contingência prevista pode levar o sistema a violar as restrições de carga e operação. Com isso em mente, pode-se dizer que o sistema possui quatro estados de operação possíveis: normal-seguro, normal-inseguro ou alerta, emergência (não atende às restrições de operação) e restaurativo (não atende às restrições de carga). A figura a seguir mostra um diagrama das possíveis transições de estado operativo e o sucesso da automação consiste em se implantar o máximo de funcionalidades nos controles mostrados na figura, em especial o controle de emergência e o controle restaurativo porque aí se identificam as situações mais críticas. Implementar esses controles com funções inteligentes foi fundamental e garantiu não só a operação mas também manutenção adequada e continuidade do fornecimento de energia.
A operação do sistema consiste em monitorar e supervisionar grandezas elétricas e não-elétricas de modo a possibilitar uma análise que identifique uma possível necessidade de intervir no mesmo através de ações de controle para que ele continue operando. Para isso é preciso um conjunto de informações bem dimensionado e de qualidade, de forma sistêmica (análise do sistema integral) e local (complemento ao centro de operação).
A complexidade do sistema elétrico demanda atenção não apenas em condições de anormalidades, mas também no estado normal. As contingências nesse contexto podem ser várias e, para a manutenção da normalidade, são efetuadas manobras no sistema. Então, caso não existam controles de emergência previamente elaborados, os desligamentos podem tomar grandes proporções.
Quando acontece um desligamento, são necessárias ações de controle restaurativo – que demandam ferramentas computacionais de apoio ao operador, ferramentas como o Saresta – Sistema de Apoio ao Restabelecimento da Cemig, elaborada em conjunto com a UFMG.
Essa ferramenta se encontra integrada ao SDCD da Cemig como um dos principais aplicativos.
Em uma situação de desligamento, a primeira atitude de um operador/despachante na Cemig é preparar uma ou mais subestações do sistema através do Sapre – Sistema Automático de Preparação de Subestações e só então o Saresta é ativado através do SSCD. Uma vez ativado, este aplicativo identifica as condições do sistema e indica ações a serem executadas, mas sempre permite a interação do operador/despachante que pode, a qualquer momento, cancelar o Saresta. O próprio aplicativo pode decidir que não tem condições de prosseguir com o restabelecimento.
Quando informações necessárias não estão disponíveis no SDCD ou quando há indicação de falha na telemedição, o Saresta solicita intervenção do operador/despachante. Esse aplicativo é importante não apenas em condições especiais, mas também para o treinamento dos operadores. Na
Cemig, outro aplicativo importante – também desenvolvido em conjunto com a UFMG – completa esse quadro desde 2002: o STA – Sistema de Tratamento de Alarmes, que faz o tratamento e priorização dos alarmes em condições de emergência.
O Sapre automatiza as ações de preparação associadas aos procedimentos operativos de restabelecimento de uma subestação, na qual se identificou a ocorrência de uma perturbação total.
Davidson Geraldo Ferreira, engenheiro da Cemig, lembra que uma equipe da distribuidora visitou várias empresas de energia nos EUA e no Canadá nos anos 1990 e observou que 90% das subestações desses países eram operadas remotamente a partir de Centros de Operação e os restantes 10% eram controladas automaticamente por CLPs ou manualmente por funcionários que se deslocavam mediante solicitação. Desde 1993 a Cemig já faz operação remota em algumas subestações e desde 2008 conta com sistema automático de restabelecimento, via Centro de Operação – que não conta com outro Centro em hot stand by.
O ONS – observador final e operador do SIN – Sistema
Interligado Nacional desenvolve uma série de atividades baseadas num conjunto de normas e requisitos técnicos e, em atendimento à Resolução Normativa nº115 da Aneel, de 29.11.2004, os Procedimentos de Rede estão em processo de revisão para adequação à legislação e regulamentação vigentes e para assegurar a aderência à prática adotada pelo ONS e pelos diversos agentes setoriais.
Para desenvolver seu trabalho, o ONS precisa receber informações das autoridades setoriais, do MME, da Aneel e dos agentes que compõem o SIN, sistema integrado que abrange novas instalações e as já existentes, incluindo possíveis alterações. Esse processo de integração envolve o ONS e todos os outros agentes conectados à rede básica ou à rede de distribuição.
Para a integração de instalações ao SIN, o ONS efetua uma série de estudos que visam avaliar o impacto da instalação sobre o sistema; definir as condições de observabilidade e controlabilidade necessárias à operação da instalação, implantação dos sistemas de comunicação de voz e dados, dos sistemas de supervisão, proteção e controle; elaborar estudos e definir as condições para a realização das intervenções necessárias ao comissionamento e à conexão das instalações ao SIN; elaborar instruções de operação e treinamento dos operadores; operacionalização da medição; testes do sistema de supervisão; aprovação, autorização e execução dos testes de comissionamento.
Um Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica do ONS é realizado anualmente, com um horizonte de três anos, e estabelece as necessidades de expansão da Rede para preservar seu adequado desempenho operacional e garantir o livre acesso. Para permitir o tratamento das particularidades, os estudos são realizados de forma descentralizada, abrangendo as Regiões
Sul, Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste e, desde que começaram a ser elaborados, há seis anos, esses estudos resultaram em acréscimo de 16.000 km de linhas de transmissão – um crescimento de 25% na Rede Básica – e na implantação de 40.000 MVA adicionais, representando um acréscimo de 26%.
O Plano Diretor de Supervisão e Controle elaborado entre 2004 e 2006, priorizou a necessidade de integrar os Centros de Controle do SIN e, depois de licitação, o NOS assinou contrato com o consórcio Siemens-Cepel e com a
OSIsoft para desenvolvimento do primeiro ciclo do projeto Reger – Rede de Gerenciamento de Energia – que colocará o Operador numa nova etapa tecnológica no que diz respeito às atividades de supervisão e controle.
Hermes Chipp, diretor geral do ONS e presidente do VLPGO – Very Large Power Grid Operators, no lançamento do Reger, afirmou que ele é o primeiro sistema que colhe os frutos do trabalho conjunto desse grupo, onde foi estabelecida uma especificação de referência para sistemas de gerenciamento de energia.
Através do Reger, uma plataforma unificada de supervisão e controle substituirá os atuais recursos operacionais providos por diferentes fornecedores, resultando em maior confiabilidade dos processos. Com o novo sistema haverá unicidade e segurança da informação, e o Operador poderá garantir melhor a continuidade dos processos de supervisão e controle, já que cada um dos Centros de Operação poderá ter suas atribuições assumidas por outro – como num sistema de redundância. Além disso, o sistema estará dimensionado para futuras ampliações da rede, incorporação de novas tecnologias – como os sincrofasores (PMU) – e mesmo a incorporação dos empreendimentos na região Amazônica.
É uma plataforma de caráter inédito no ONS contratada no conceito evergreen, ou seja, permite assegurar a atualidade tecnológica ao menor custo, há compromisso dos fornecedores em manter o sistema tecnologicamente atualizado.
Isso garante tranquilidade na inclusão de aprimoramentos decorrentes de alteração de requisitos, como novas funcionalidades; renovações de hardware e software; e software assurance para assegurar o suporte e atualização das versões de software próprio e de terceiros.
O projeto está dividido em três etapas com horizonte de 20 anos – A primeira tem o prazo de seis anos, com sua implementação em duas fases – a primeira fase, o Reger, deve ser concluída até o segundo semestre de 2011. As fases seguintes irão agregar novas e complementares funcionalidades ao sistema e, embora o contrato firmado seja apenas para a primeira etapa, o ONS deixou previamente acordadas as bases de negociação para a contratação das outras duas. Dessa forma, o Operador garante a manutenção do Sistema após a conclusão do período de garantia em conformidade com os requisitos especificados.
Várias áreas do ONS vêm trabalhando de forma integrada no Reger, subdividido em três projetos: um coordenado por Hiram Toledo dos Santos refere-se ao desenvolvimento do novo sistema de supervisão e controle que está sendo elaborado pelo Consórcio Siemens-Cepel. Um outro projeto é coordenado por Marco Aurélio Quadros, focado na gestão das mudanças nas diversas localidades até a descontratação dos atuais Sistemas de Supervisão e
Controle do ONS e a revisão dos Procedimentos de Rede.
O terceiro, coordenado por Orlando Riccieri, trabalha a integração da Base de Dados Técnica e de aplicativos corporativos com o novo sistema, o suporte da infraestrutura de TI bem como a especificação e contratação das redes de comunicação – aqui entra a OsiSoft, com seu historiador PI que vai disponibilizar um banco de dados da operação em tempo real.
A Cteep foi pioneira em backup Hot-standby para centros de operação no setor elétrico, uma tecnologia em que um centro em pleno funcionamento assume integralmente as funções de outro que entra em contingência. Outras empresas já possuíam centros backup, mas estes não permaneciam em operação normal, eram ativados apenas em caso de contingências. "A grande vantagem, no caso da Cteep, é a rapidez da assunção das tarefas pelo Centro que permanece operacional", comenta o engenheiro Iran Pereira de Abreu, operador do Sistema de Potência do COT – Centro de Operação da Transmissão, Operação em Tempo Real.
Em meados de 2006, com a gradativa redução do quadro de colaboradores e a necessidade de adequação da estrutura de operação com exigência de um Centro de Operação para retaguarda, a Cteep adotou a filosofia de operação remota das subestações; um ano depois, os quatro centros remotos já trabalhavam numa nova arquitetura, reduzidos a dois atuando em backup hot standby para supervisionar e operar o sistema.
Para tornar isso possível, a Cteep implantou dois sistemas de supervisão SAGE totalmente independentes, com plataforma duplicada em ambos os centros, e instalou sistema multimídia com circuito de áudio e vídeo entre eles, num trabalho multidisciplinar que envolveu, além do pessoal de automação, as áreas de segurança, informática e operação. O sistema multimídia – que faz parte do sistema de monitoramento da segurança de equipamentos e pessoas – integrou os dois centros de tal forma que os operadores têm a impressão de estar trabalhando na mesma sala apesar de distarem 30 km um do outro. Segundo Iran, a empresa vislumbra, futuramente, monitorar visualmente todas as suas subestações.
Os dois centros exercem continuamente suas atividades previamente atribuídas e estão preparados para assumir as atividades um do outro no momento em que for necessário. Os comandos ficam habilitados para todas as subestações em ambos os centros, para garantir a assunção imediata das atividades em caso de necessidade. As ações e esferas de atuação de cada centro são claramente definidas em instruções de operação internas, sendo executadas sob a supervisão de um único supervisor/coordenador para as duas salas, não havendo interferência que caracterize distinção entre Centro Mestre e Centro Escravo.
A Cteep possui uma rede própria de telecomunicações, composta de estações de micro-ondas e links de fibra ótica, por meio da qual cada UTR se comunica com um link dedicado para cada Centro. São bem poucos os casos em que há necessidade de contratar meios de comunicação externos.
O espelhamento da base de dados entre os dois centros acontece de modo seguro, pois a cada 10 minutos o sistema de cada centro descarrega no disco local, em arquivos, a base de dados de tempo real. Como os centros estão interligados por uma WAN, automaticamente esses arquivos são atualizados de modo cruzado – via rsync do UNIX –, numa estrutura de diretórios apropriada, de modo a permitir a carga do sistema simplesmente mudando o apontamento para a base de dados desejada. Em situação normal, as subestações se comunicam com redundância apenas com o COT – Centro de Operação da Transmissão, que então distribui as informações ao COR – Centro de Operações de Retaguarda. Em contingência que afete o COT, o COR assume a função. Mas a Cteep já estuda formas para que os dois centros realizem isso simultaneamente.
Como a aquisição de dados é duplicada e concentrada apenas em um dos Centros, os servidores são atualizados de modo cruzado periodicamente, garantindo a uniformidade dos dados.
Em condições normais, cada uma das seis mesas de operação – são três em cada Centro – supervisiona/telecomanda de 17 a 20 subestações. Estas são divididas entre as mesas de operação de modo a compatibilizar e equilibrar a distribuição dos corredores de restabelecimento entre os operadores, não sobrecarregando nenhum deles mais do que os outros.
"As mudanças diminuíram sensivelmente as indisponibilidades de remotas e aumentaram as velocidades de processamento das ações", comenta Iran. O sistema, além de restabelecer de imediato as funções de um centro afetado ou transferir as atividades de um centro de operação a outro, gerou maior segurança operacional – fruto da visualização do interlocutor –, melhorando a operação como um todo. O centro de operação em contingência busca rapidamente as soluções enquanto o outro Centro toma para si suas atividades, e só é evacuado quando há perda total do sistema de supervisão e perda total das telecomunicações.
O período limite para a normalização da contingência é de trinta minutos, caso contrário, a situação caracteriza-se como emergência. O que configura perda total do sistema de supervisão e controle, além do tempo limite, é o insucesso após duas tentativas de reinicialização.
É um grande volume de informação processada em tempo real, que fica armazenada em servidores com capacidade bem dimensionada e com backup realizado em DVD periodicamente. E, como o sistema todo é evergreen, seu desenvolvimento ocorre de acordo com as solicitações de melhorias provindas da comunidade de empresas usuárias que, em contrapartida, recebem periodicamente os pacotes de atualizações.
Para as equipes de suporte foi necessário muito treinamento, pois lidam com minúcias de configuração do sistema; já para os operadores usuários foi necessário relativamente pouco treinamento, visto que a usabilidade é semelhante a outros sistemas de supervisão para os quais sempre houve treinamento suficiente.
Foram usados os conceitos de DRP – Disaster Recovery Plan, onde foram elaborados planos que atendessem as necessidades da Operação Cteep, levantadas em Workshops internos de "Gestão de Riscos / Vulnerabilidade / Gestão da continuidade de Negocios". As normas relacionadas como referência são as NBR ISO/IEC 17799 e ISO/IEC 24762. E o sistema todo obedece à norma IEC61850, havendo comunicação com o ONS via protocolo
ICCP.
O projeto:
Em 2008, um grupo de engenheiros do ONS – Operador Nacional do Sistema apresentou no décimo encontro para debates de assuntos de operação a metodologia para a evolução dos SSC dos centros de operação do Operador Nacional do Sistema.
Os SSC – Sistemas de Supervisão e Controle do ONS suportam a operação do SIN – Sistema Interligado Nacional e o Operador possui cinco centros de operação que utilizavam, até aquela data, EMP da Areva, o Sage do Cepel e o Sol, fornecido por Furnas.
O trabalho apresentado esclarecia o desenvolvimento do projeto e da especificação da próxima geração de quatro sistemas Scada/EMS que serviriam de suporte à operação em tempo real do SIN. O novo conceito deveria promover uma arquitetura de plataforma única e sincronizada, chamado Reger, Rede de Gerenciamento de Energia.
Também faz parte do Reger um conjunto de aplicações de apoio às diversas tarefas que os diferentes usuários de tempo real e corporativos podem requisitar; plataformas de desenvolvimento e simulação e a integração de medição de sincrofasores e aplicativos.
Os objetivos do ONS com o projeto Reger são fornecer uma rede integrada Scada/EMS, no estado da arte, para monitorar e controlar o Sistema de Potência Brasileiro de forma segura, confiável e econômica; possibilitar a recuperação rápida e organizada em caso de grandes perturbações; fornecer um abrangente Sistema para Usuários Externos e/ou Corporativos que servirá aos diversos usuários do ONS, permitindo acesso às informações históricas e em tempo real; fornecer a máxima capacidade de melhorias e expansão do próprio Reger para atender às necessidades de longo prazo do ONS; fornecer Nós de Aquisição de Dados (NAD) modernos e distribuídos que permitam a implantação da aquisição de informações dos diversos agentes do sistema, independentemente da quantidade e localização física dos Núcleos de Tempo
Real dos SSC e facilitem o apoio e a transição das instalações existentes de comunicação dos agentes com o ONS.
Quatro sistemas de controle para Brasília, Rio de Janeiro, Recife e Florianópolis são integrados utilizando as funções de sincronização, replicação e administração.
Para cada sistema de controle existem dois ambientes o Reger e o Corporativo. O primeiro, em cada sistema de controle, apresenta as principais funções atendidas em tempo real: Scada, Controle Automático de Geração
(AGC), Análise da Rede (NA), Recuperação e Armazenamento de Informações (IS&R) e zonas desmilitarizadas (DMZ), onde funções adicionais são suportadas: Simulador de Treinamento da Operação (OTS), Sistema de Informações Históricas (HIS), Sistema de Qualidade e Desenvolvimento
(QADS). Serão implantados ainda outros aplicativos, com destaque para o Organon, que permite a avaliação em tempo real de estabilidade dinâmica e de tensão. Um barramento de serviço em alta velocidade fornece comunicação local interna e segura para todas as aplicações disponibilizadas pelo Reger. Um segundo barramento, o Barramento de Serviços Corporativos – Enterprise Service Bus (ESB) suporta o SOA.
Segundo o trabalho apresentado em 2008, "o SSC-BSB será modelado com todas as informações em tempo real sendo recebidas e processadas pelo Reger (100% dos pontos de dados em tempo real de todos os SSC).
Como o SCC-RIO será o backup do SSCBSB, compartilhará os mesmos modelos e dados". Dessa forma, o SSC-BSB é a redundância do SSC-RIO e SSC-REC; o SSC-RIO é a redundância do SSC-BSB para as funções do CNOS e do SSC-FLN; o SSC-REC é a redundância do SSC-BSB para as funções do Centro de Controle do COSR-NCO. A arquitetura deve proporcionar a alternância desse quadro de backups.
Todos os SSC, em condições normais de operação, operam como uma rede com funções que permitem o compartilhamento de dados em tempo real e disponibilizam recursos de apoio aos usuários, independentemente de suas localizações. Então, os dados em tempo real recebidos por um SSC deverão estar disponíveis para qualquer outro.
Quando operando isolado do sistema, um SSC será totalmente funcional embora dependendo da contingência, possa estar sem atualização dos dados adquiridos a partir de outros.
Os SSC também devem atualizar suas bases de dados em tempo real a partir de uma BD Mestre comum.
A fonte de dados só deve ser modificável na BD Mestre por usuários autorizados, com distribuição para todos os SSC.
A perspectiva do Reger é ter um SSC que possua integração tecnológica, requisitos de segurança alinhados e em conformidade com o cenário atual de segurança cibernética; seja permanente atualizado; proporcione a continuidade do negócio.
|
