Vale ressaltar que embora a crise de energia elétrica no país tenha chegado somente agora às residências, não é de hoje que o risco de falta de energia vem sendo comentado em âmbito industrial. Apesar da raiz do problema estar na geração, cresce a pressão sobre as concessionárias no que tange ao controle das subestações. É que ainda hoje, inúmeras subestações de energia elétrica operam basicamente com dispositivos analógicos, tais como, medidores, relés eletromecânicos, relés de proteção e osciloperturbógrafos. Sem querer questionar aspectos de confiabilidade, acontece que nestas condições o panorama da subestação fica extremamente complexo: milhares de cabos e fiações de comando e controle ao longo da subestação, equipamentos redundantes para aumentar a confiabilidade, enormes e complicadas lógicas com relés para intertravamento de processos, difícil supervisão dos estados dos sistemas na subestação, entre outros. Tudo isto, claramente, implica em grandes custos de operação, em virtude das dificuldades na manutenção e gerenciamento da planta.
Mas, atualmente, muitos destes sistemas analógicos são implementados digitalmente (relés digitais, PLCs) de maneira muito mais simples, com mesma confiabilidade e custo atraente. Digitalização, ao rigor da palavra, significa a conversão de grandezas de um universo analógico para um universo digital, na forma de bits ou bytes. Recentemente, os alunos Eduardo Lorenzetti Pellini e Paulo Yamada, do Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da Universidade de São Paulo, desenvolveram um trabalho de pesquisa em torno do tema “Digitalização de Subestações”, envolvendo conceitos, vantagens e aplicações, cujo conteúdo será apresentado a seguir:
Basicamente, os equipamentos digitais são dispositivos que possuem:

• entradas analógicas e digitais; circuitos para aquisição dos sinais das entradas;
• memória para armazenamento e processamento;
• microprocessador para executar um algoritmo de cálculo ou lógica de controle;
• saídas digitais ou analógicas utilizadas para atuação, comunicação ou geração de relatórios.

Nesta configuração, estes equipamentos possuem diversas vantagens sobre os equipamentos analógicos.
Tornou-se conveniente o uso da eletrônica digital, microprocessadores, sistemas de aquisição e comunicação de dados dentro da subestação, para realizar boa parte das funções dos equipamentos analógicos.
Portanto, pode-se considerar que Digitalização de Subestações consiste no uso de equipamentos digitais, com capacidade de aquisição de sinais e estados, dentro da subestação, nas áreas de supervisão, controle e proteção dos sistemas de potência, substituindo ou complementando as funções dos tradicionais equipamentos analógicos. Os equipamentos digitais realizam então a conversão dos valores do universo analógico da subestação (tensões, correntes, potências, temperaturas, estados) em dados digitalizados (na forma de bits e bytes) que são então processados.
Conforme apurado pelos alunos, são várias as vantagens dos sistemas digitais:

Topologia Simples

Em uma subestação, existem de centenas a milhares de pontos de medição, supervisão e controle, tais como medições de tensões, correntes, potências ativa e reativa em linhas e barramentos; medições de temperatura, pressão, vazão de óleo em transformadores; atuação e estados de disjuntores, seccionadores, chaves de terra, ventiladores e bombas; estados de relés de proteção de linhas, proteção diferencial de transformadores e barramentos, estado da segurança do pátio da subestação, registro de alarmes, oscilografia, comunicação com outras subestações, etc.
Utilizando sistemas convencionais analógicos, a complexidade resultante é evidente. A enorme quantidade de fios e cabos ao longo da subestação, transportando sinais entre equipamentos, perfaz uma intrincada rede dentro da subestação. Estes fatores dificultam a manutenção do sistema e a rápida localização de falhas e defeitos nos instrumentos e fiações. Utilizando sistemas digitais, pode-se simplificar drasticamente a topologia dos sistemas analógicos acima descritos. Pode-se utilizar unidades de aquisição de sinais próximas aos equipamentos sob medição ou supervisão. As várias unidades de aquisição de sinais ao longo da subestação podem ser conectadas a um sistema de supervisão e controle central através de uma simples rede de comunicação por fibra ótica, por exemplo.

Precisão

Os sistemas digitais como um todo possuem a vantagem de possuir grande precisão na realização de medidas de grandezas analógicas. Utilizando filtros e conversores analógicos-digitais com grande resolução (de 10 a 16 bits), consegue-se a aquisição de sinais sem nenhum ruído ou interferência.

Confiabilidade

Como se tratam de equipamentos que não possuem partes mecânicas móveis ou excessivos contatos elétricos, não há desgastes no equipamento digital. Os custos e necessidades de manutenção ficam extremamente reduzidos. Ainda, devido à versatilidade do equipamento, não há necessidade de árdua manutenção preventiva. O próprio equipamento emite alertas em caso de falha de funcionamento ou problemas de operação.
Há ainda vantagens devido a não sofrerem influências externas como temperatura do ambiente, interferências eletromagnéticas, etc. Os sistemas podem funcionar com diversas fontes de alimentação, garantindo perfeita operação mesmo em casos de emergência ou falta de energia através de baterias ou de um sistema backup de alimentação dos serviços da subestação. Todos estes fatores grifam a confiabilidade destes equipamentos perante os tradicionais equipamentos analógicos.

Manutenção

Como comentado acima, os sistemas digitais possuem pouca ou nenhuma necessidade de manutenção. Graças a rotinas internas de autodiagnóstico e checagem, os equipamentos podem emitir alarmes ou sinalizações em caso de falhas, indicando os possíveis pontos de defeito, e os meios para reparo. Pode-se detectar facilmente a queima de um componente qualquer, falha no funcionamento dos transdutores ligados ao equipamento digital, etc.

Versatilidade

Os sistemas analógicos tradicionais possuem uma determinada função e modo de operação. Ao se fazer por exemplo uma proteção diferencial de transformadores, há a necessidade de se ligar os transformadores de corrente no primário e no secundário do trafo adequadamente, compensando eventuais rotações de fase ou tipos de ligação. No caso dos equipamentos digitais, esta preocupação não existe. Uma vez conhecido o esquema de ligação do trafo que está sendo protegido, basta configurarmos o algoritmo do relé digital para compensar estas defasagens entre o primário e secundário por meio de aritmética adequada com os sinais aquisitados.
Outro exemplo é o intertravamento de processos. No caso de se utilizar dispositivos como contatores e relés eletromecânicos em uma complicada lógica, pode-se utilizar um simples PLC com programação adequada. Em caso de mudança no processo, não é necessário reconstituir toda a lógica de relés, basta reprogramar o PLC.
Diferentemente dos equipamentos analógicos, os sistemas digitais são versáteis pois podem ser facilmente reconfigurados para se adaptarem às novas condições de uso. Outro fator relevante é a gama de funções que pode ser executada pelos dispositivos digitais. Por exemplo, um mesmo equipamento de proteção diferencial de transformadores pode fazer ainda a proteção de sobrecorrente, monitoração de temperaturas do trafo, detecção de condições de inrush para evitar atuação indevida, etc.

Interoperabilidade

Um dos recursos mais notáveis dos equipamentos digitais em subestações são suas capacidades de comunicação com os demais subsistemas da planta. Praticamente todos os dispositivos digitais na subestação possuem capacidade de operar em redes de comunicação, utilizando um protocolo de comunicação qualquer.
Desta maneira, uma rede de comunicação pode partir de um centro de operação e percorrer todo o pátio da subestação, conectando os dispositivos digitais de campo e transmitindo as informações coletadas a um sistema de controle e supervisão. Este é um fator importante para permitir a fácil automação da subestação.
As informações digitais podem ser ainda facilmente armazenadas e eventualmente transmitidas a outros sistemas de operação. Consegue-se, desta maneira, obter um panorama completo de diversas subestações em uma dada área.

Custo

O custo dos equipamentos digitais frente aos equipamentos analógicos ainda é alto. Entretanto, as diversas vantagens e a versatilidade dos sistemas digitais exaltam suas aplicações na prática. Os reduzidos custos de operação e manutenção são quesitos importantes na escolha de um equipamento digital frente a um equivalente analógico.

Aplicações

Além dos equipamentos de potência, toda subestação possui diversos equipamentos auxiliares que são responsáveis pela monitoração, medição, controle e proteção de todos os seus subsistemas. Dentre as inúmeras aplicações de equipamentos digitais em subestações, Eduardo Pellini e Paulo Yamada relacionam os dispositivos mais usuais ou algumas das funções que podem ser realizadas mediante o uso dos mesmos.

Funções digitalizadas

Sinalização / Monitoração de Estados
Os estados dos equipamentos podem ser monitorados tanto localmente como remotamente, através de terminais onde operadores assistem o estado dos disjuntores, seccionadoras, equipamentos de apoio ao serviço da subestação, energização de linhas e condições externas como atmosféricas. Entre os equipamentos de apoio incluem-se além dos serviços auxiliares, ventiladores e bomba de circulação de óleo dos transformadores. A aquisição dos estados de equipamentos é feita através das entradas digitais do sistema de aquisição de dados e mostrado num monitor onde se visualiza o diagrama unifilar da subestação desde o bay de entrada até o bay de saída onde cada equipamento é representado por um símbolo onde o estado pode tanto ser demonstrado pela modificação do símbolo ou pela mudança de cor, sinalizando o estado aberto fechado das chaves, o nível de tensão das linhas energizadas de acordo com a cor e a falta do aparelho defeituosos após um comando de manobra.

Monitoração da proteção
Sinaliza a atuação da proteção em algum bay da subestação, podendo mostrar o tipo de defeito (fase-fase, fase-terra). O fluxo de dados ocorre do relé digital de atuação da proteção para o sistema central que disponibilizará o dado para os terminais onde um operador assiste a subestação. A comunicação se dá em tempos bem maiores que os relativos à atuação, dada a prioridade da função de proteção, onde o relé deve ser dedicado à função.

Alarmes
Os valores obtidos do sistema de aquisição de dados são filtrados e analisados de modo a gerar condições de alarmes que podem ser sinalizadas de modo sonoro ou somente visual através de mudanças de cor ou simbologia apropriada. Uma condição de alarme deve ser definida através de situações condicionais, onde a ocorrência de uma emergência não transforme a interface com o operador num formigueiro piscante. Outras definições que se usam são a comparação de valores analógicos com valores máximos e mínimos, falta em equipamento, falta no serviço auxiliar que impeça o funcionamento de alguma função de alta prioridade (proteção) ou a própria atuação da proteção, indicando uma falta na rede. São comumente implementados os seguintes alarmes:

• grandezas fora de limites (tensão, corrente, temperatura, pressão);
• operação das proteções;
• falta de tensão cc ou ca que impeça a operação de alguma proteção;
• defeito no carrier e atuação do mesmo; defeito nos disjuntores (por exemplo: disjuntor preso);
• anomalias em reles repetidores;
• anomalia na ventilação dos transformadores;
• anomalias nos serviços auxiliares cc e ca;
• atuação do religamento automático, e desligamento permanente após tentativa de religamento;
• sobrecargas em transformadores e alimentadores;
• transferência de barra ou de proteção incompletas;
• seqüência automática interrompida, (exceto quando feita pelo operador).

Indicação e Registro de eventos
Através desta função se faz o registro de faltas e manobras em geral que foram adquiridos pelo sistema central. A cada evento se associa um rótulo que inclui: identificação do evento; motivo da operação do dispositivo; indicação do instante da ocorrência do evento (HH, MM, SS, mmm); identificações complementares (por ex.: identificação das fases afetadas). Identificam-se como eventos:

• operação e estado de disjuntores e secionadores;
• instante de atuação da proteção;
• fases em falta;
• instante de eliminação de falta;
• discordância de polos;
• função de bloqueio local;
• decisão de trip de cada função de proteção;
• instante de abertura do disjuntor;
• mudança de estado de qualquer entrada selecionada pelo operador;
• qualquer valor analógico fora dos limites especificados pelo operador;

Devido ao rótulo que envolve o registro do instante de ocorrência, é importante que todos os equipamentos e sistemas que gerem eventos estejam sincronizados. Caso os sistemas envolvidos tenham grandes distâncias separando-os, utiliza-se uma antena de recepção do sistema GPS da marinha americana nas subestações para que o registro de seqüência seja fiel às ocorrências dos eventos na ordem apresentada.

Oscilografia
Esta função tem por objetivo o registro de ciclos de grandezas analógicas em caso de falta, armazenando alguns ciclos em condição de pré-falta e outros ciclos em condição de pós-falta. A aquisição é feita por aparelhos dedicados com resolução para adquirir amostras em intervalos de tempo razoáveis em relação à freqüência da rede de modo a poder definir as formas de onda registradas, podendo-se distinguir formas de até 400Hz. A cada grandeza armazenada coloca-se um link com uma entrada no registro de sequência de eventos e com a monitoração da proteção em caso de falta.

Monitoração de Sobrecarga em Transformadores
Buscando um melhor aproveitamento do transformador e a contínua monitoração de sua degradação, a digitalização de grandezas relativas à sua operação permite a estimativa da vida útil ainda restante para o transformador. Para os casos em que o transformador possui ventilação forçada, a potência nominal sobe para o caso dos ventiladores ligados, e a aquisição de dados como a temperatura do óleo, a temperatura ambiente e a potência consumida permite ao sistema de controle tomar a decisão do momento correto a se ligar o sistema de resfriamento forçado.

Proteção

Proteção digital
Como já explicado, o relé digital consiste em um PLC otimizado para aquisição de sinais, processamento do um algoritmo digital com a função de proteção e atuação sobre os disjuntores. Graças à característica de poder ser programado, os relés digitais são muito mais versáteis e poderosos que os reles eletromecânicos ou eletrônicos convencionais.
A proteção digital de subestações é algo extremamente interessante do ponto de vista de eficiência e confiabilidade. Entretanto, a substituição de proteções convencionais já existentes pela equivalente proteção digital enfrenta alguns obstáculos pois há uma certa controvérsia em se substituir um sistema analógico que é comprovadamente eficiente e testado por décadas por uma tecnologia emergente.
Num sistema de automação de uma subestação nova pode-se considerar a utilização de proteção digital ou convencional. Algumas empresas preferem usar a proteção convencional (já bastante testadas) em algumas funções ou em todas. Em particular, várias empresas tem modernizado as suas subestações existentes, quando dentre outras coisas, substituem o comando e controle convencional por digital. Entretanto, é comum neste caso manter a proteção convencional existente, porém fazendo o sistema digital monitorá-la.
Em qualquer dos casos, digital ou convencional, utiliza-se para proteção, módulos dedicados e separados, sendo sua atuação feita diretamente no disjuntor sem passar pelos computadores do sistema digital, ou seja, a proteção atuando, fecha um contato que provoca a operação do disjuntor. Esta atuação da proteção é paralelamente monitorada.
Os grandes fornecedores de reles digitais costumam utilizar os módulos eletrônicos reles para fazer aquisição de alguns dados como os estados do disjuntor e chaves. Isto pode ser interessante na proteção de alimentadores e circuitos de média/baixa tensão, onde num módulo pode-se ter 3 proteções de sobrecorrente de fase, uma de neutro e a monitoração do estado do disjuntor e suas chaves adjacentes. Considerando que o relê mede as correntes mesmo em situações sem defeito no circuito, muito pouco fica faltando para completar a aquisição de dados no alimentador. Assim o módulo relê substitui a proteção e a unidade de aquisição de dados.
Desta forma pode vir à mente pensar num único módulo que faça toda a aquisição de dados e proteção num vão (bay).
Existem diversos tipos de proteção digital, tais como:

• Proteção de linha - reles de sobrecorrente, sobrecorrente direcional, impedância, diferencial, etc.
• Proteção de transformador - proteção diferencial para transformadores de 3 enrolamentos, proteção de sobrecarga, sobretensão, sobrecorrente, proteção por temperatura, de nível do óleo e aparecimento de gases, etc.
• Proteção de barra - proteção diferencial da barra

Atuação

Telecomando
O comando e controle de abertura e fechamento de chaves e disjuntores, a modificação da referência de um regulador, a mudança de tap em um transformador com comutador sob carga, são exemplos de ações que podem ser executadas em diferentes locais. Portanto os comandos podem ser:

• locais (junto do equipamento)
• com comando mecânico
• com comando elétrico (utilizando motores, solenóides, etc.)
• a distância ou remotos a partir da unidade de aquisição de dados (UAC)
• a partir da sala de comando da subestação
• a partir de outros centros (COS, COR, e centro de operação de subestações desassistidas)

Adicionalmente existem controles, como o de tensão pela alteração do tap de transformadores, que podem ser acionados: manualmente através de teclas (botoeiras) de acionamento pelo operador; ou automaticamente por equipamentos sensores (relê de tensão, por exemplo). Podem ser adotadas as seguintes nomenclaturas para as formas de comando/controle descritas anteriormente :

• LOCAL
• LOCAL MECÂNICO
• LOCAL ELÉTRICO
• REMOTO
• REMOTO / UAC
• REMOTO / CENTRALIZADO
• REMOTO / DISTANTE

Adicionalmente utilizam-se as siglas AUTO / MANUAL (automático/manual) para definir a forma de atuação de certos controles. Os seguintes comandos e controles aparecem numa subestação:

• Operação de disjuntores
• Operação de seccionadoras e chaves
• Seleção de controle AUTO / MANUAL
• Seleção da localização LOCAL / REMOTO, em suas várias alternativas
• Bloqueio / desbloqueio de operação de disjuntores
• Bloqueio / desbloqueio de reles, inclusive religamento
• Movimentação do comutador sob carga
• Seleção de sincronização
• Transferência de proteção
• Valor de referência de reguladores e controladores locais

Outro tipo de telecomando/telecontrole importante a ser discutido é a variação, passo a passo ou contínua, de uma grandeza (tap do transformador). A movimentação do tap pode ser feita a cada pulsação de um botão, ou por contagem do tempo enquanto é pressionado o botão. Ao se utilizar um sistema digital para esta função, o software deve contemplar essas alternativas. Está incluído nesta função o bloqueio/desbloqueio de operação de disjuntores após a atuação de proteção, ou mesmo bloqueio/desbloqueio da proteção. Normalmente essa função é realizada por reles convencionais bi-estáveis, e o seu desbloqueio feito apenas por botoeira no painel onde ele está instalado. Os sistemas digitais, porém, podem prever o bloqueio/desbloqueio pelo sistema computacional, neste caso o software confere a segurança e a propriedade da ação (verificação de senhas, por exemplo).

Corte seletivo de cargas
Para o controle do sistema de potência no caso de oscilações eletromecânicas, às vezes é preciso desligar parte das cargas.
Isto pode ser feito por reles de freqüência ou de variação de freqüência (D F/D T) ou recebendo comando bem definidos dos centros de operação (COR/COS).
Quando a subestação tem o sistema digital de controle e supervisão, isto ainda pode ser feito também da forma acima, ou acrescentando outras sofisticações. Numa subestação com vários barramentos e fontes diversas, como acontece em indústrias químicas por exemplo, o sistema digital pode fazer o balanço de carga-geração, barra por barra, calcular o saldo a ser cortado, e procurar os circuitos a desligar dentro de uma tabela de prioridade de carga.
Sem dúvida, isto é um recurso bastante útil que é praticamente impossível de se fazer sem o sistema digital.

Interface

Interface Homem-Máquina
Essa função implementa a interação entre o operador e o processo elétrico. Ela representa informações que descrevem o estado da subestação, do complexo informático, e permite que o operador interaja com esses ambientes, através de operações executadas via console de operações, por exemplo:

1) Apresentação de dados:

• data e hora;
• diagramas unifilares com status e informações numéricas (medições);
• alarmes;
• registro de seqüência de eventos;
• registro de faltas;
• registro de tendências;
• apresentação da configuração do sistema de controle, incluindo pontos fora de serviço e tabelas de rotas de sinais;
• registro de ocorrências (logs);
• apresentação de set point de controle e parâmetros de calibração.

2) Entrada de dados:

• código e senha do operador;
• modificações em tabela de operação;
• modificação de parâmetros de calibração e set point;
• modificação de parâmetros de reles;
• modificação de parâmetros das funções de alarme e sinalização;
• modificação de taxas de varredura, parâmetros de controle de tendências, e oscilografia; estados de equipamentos operados manualmente.

3) Operações via console de operação:

• operação de disjuntores de chaves seccionadoras;
• controle de posição de taps;
• tag de segurança (habilitar/inibir controle);
• habilitar/desabilitar funções de proteção (religamento/ falha do disjuntor);
• seleção de controle local/remoto;
• reconhecimento de alarmes;
• pontos de entrada/saída, em serviço/teste.

4) Funções de diagnóstico e manutenção:

• apresentação de registros de falhas;
• apresentação de erros estatísticos;
• início de testes de diagnósticos;
• habilitar/desabilitar funções;
• seqüência de chaveamento passo a passo;

Para executar estas funções, os consoles de operação devem ser compostos de um ou mais monitores de vídeo, conter teclado alfanumérico e de funções, e ter capacidade gráfica suficiente para apresentar diagramas unifilares superpostos com valores calculados ou medidos e os estados de equipamentos, além de apresentar restrições operativas de dispositivos, tais como semáforos associados a alarmes e tags de segurança.
Para operação de equipamentos pode-se utilizar o cursor ou as teclas de direção. A seleção de uma operação produz um símbolo piscante no diagrama unifilar ou abre opções de manobra e confirmação, e deve fornecer ao operador informações adicionais pertinentes à operação, tais como:

• o equipamento tem uma condição de alarme ou está sem comunicação;
• bloqueio ou algum tipo de intertravamento;
• equipamento está com Ag desabilitada.

Após um comando de operação, a mesma, quando correta, deve ser confirmada usando verificações como:

• mudança correta de estado;
• correntes balanceadas nos disjuntores (em pólos abertos);
• tap chegou ao último estágio.

A IHM permite ao operador acessar as informações que lhe são úteis tais como lista de alarmes, valores de medições, estado de equipamentos, etc.