A Cteep (Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista) iniciou o projeto de atualização tecnológica dos quatro Centros de Operação do Sistema (COS). Esta modernização prepara o sistema computacional de aquisição de dados em tempo real da empresa para o atendimento do crescimento do número de consumidores do Estado de São Paulo. No comando das ações operacionais está o COS de Bom Jardim, localizado no município de Jundiaí, que centraliza as informações obtidas com os CROs - Centros Regionais de Operação da Companhia, instalados em Bauru, Cabreúva e São Paulo/Capital. Interligados por canais de 2 Mbps, os Centros coordenam, supervisionam e controlam toda a operação do sistema de transmissão de energia elétrica no Estado de São Paulo.

De acordo com o Gerente da Divisão de Supervisão e Automação da Cteep, Paulo Roberto Pedroso de Oliveira, o sistema atual tem uma limitação para supervisionar 50 mil pontos de informações em subestações de energia - posição de seccionadoras, disjuntores, medições tensão (KV), corrente (A) e potencia (KW) - e a tendência para os próximos dois anos é um crescimento para 70 mil pontos. “Devido ao aumento de consumidores no Estado de São Paulo, vamos expandir a capacidade de controle do sistema dos 70 mil pontos, chegando a 100 mil pontos em cinco anos”, afirma Oliveira.
Diante das novas necessidades do setor e dos avanços tecnológicos, a Companhia tem planos decenais estruturados para atualização do parque computacional da empresa. O gerente da Cteep diz que a tecnologia de informática vem sendo atualizada com bastante rapidez em todos os campos e no setor elétrico não é diferente. “Os computadores se tornam mais rápido, mais baratos, consomem menos energia e precisam de menos ar condicionado. É uma evolução normal da tecnologia da informação”.

Outro motivo da atualização do sistema do COS é o aumento do banco de dados informacional e a inviabilidade de transmitir este conteúdo ao Centro Nacional de Operação de Sistema, localizado em Brasília. “Temos a necessidade de atender a demanda deste centro, para o qual o nosso atual sistema não está preparado”, revela Paulo Roberto.

O projeto de atualização abrange os sistemas de hardware e software dos quatro centros de operações. Atualmente a Cteep utiliza computadores 64 bits Risk da Digital/Compaq, que possuem processadores da linha ALPHA, com custo aproximado de US$ 300 mil. O projeto substituirá estes computadores por um novo sistema, também de 64 bits, porém com um custo de 1/5 do preço. “Com esta evolução e queda nos preços, programamos a troca em tempos determinados. É mais vantajosa a substituição que realizar uma manutenção no atual”, comenta Oliveira.

Para a manutenção da IHM, o software gráfico do sistema atual possui as limitações naturais de um produto da década de 1990, que para a tecnologia de informação, é uma data muito distante. Isto resulta em uma atividade mais trabalhosa para equipe de manutenção, se comparados aos softwares atuais. De acordo com o gerente de automação, estas ferramentas para a criação de telas e unifilares não são amigáveis. “As necessidades dos operadores do sistema, na sala de comando, são dinâmicas. Se você tem uma interface de difícil operação, a consequência será um atendimento menos versátil. Com este novo sistema, SAGE - Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia, produto originário do Cepel – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, a agilidade será maior, portanto, as ações mais produtivas”.

A opção da Cteep foi adquirir somente com a função Scada e com a versão para o Sistema Operacional Linux, com todas as vantagens de Sistema Operacional Aberto, onde se tem o acesso ao código, seguindo uma tendência mundial.
Ele afirma ainda que, para a modernização do parque tecnológico a empresa realiza licitações com as principais fornecedoras de equipamentos do setor elétrico. Entre os principais fornecedores nacionais da Cteep estão empresas como STD, Elipse, Altus, BCM e multinacionais como ABB, Siemens e Alstom.

Centro de Operações ligado 24 horas por dia

A Cteep opera 102 subestações distribuídas pelo Estado de São Paulo e em cada uma existe uma Unidade Terminal Remota ligada - através de um canal de comunicação - com o Centro de Operação do Sistema de Bom Jardim. “Temos, então, 102 locais de aquisição de dados. Essas informações vão para o Centro de Operação do Sistema por meio de canais de comunicação, onde são tratadas e disponibilizadas no Sistema de Supervisão e Controle”, diz o gerente de automação.

Durante 24 horas por dia e em tempo real, os operadores recebem e analisam essas informações. Uma das funções do sistema de supervisão e controle é fazer o CAG - Controle Automático de Geração. “O parque eletroenergético, que alimenta o Estado de São Paulo, deve gerar a mesma quantidade de energia que está sendo consumida”, explica Oliveira. “Excesso ou falta de geração determinam variações nas tensões de alimentação dos consumidores, expondo-os a possíveis danos. No sistema elétrico brasileiro, onde predomina a geração hídrica, a energia é armazenada nos reservatórios das usinas, através dos grandes volumes de água”, explica.

As informações são captadas nas Subestações por UTRs - Unidades Terminais Remotas e através do sistema de rádio comunicação privativo da CTEEP, que cobre todo estado de São Paulo, é transmitido aos Centros de Operação. São utilizados os protocolos de comunicação, típicos do Setor Elétrico, IEC 870 e DNP3. Estas informações são armazenadas em Bancos de Dados. Através de links de 256 Kbps, alugados das concessionárias públicas de telecomunicações (Telefônica e Embratel), e através do protocolo ICCP – InterCenter Communication Protocol, as informações são disponibilizadas no CNOS – Centro Nacional de Operação do Sistema, em Brasília. Todo este aparato consiste num Sistema Digital de Controle Distribuído, termo mais aplicado ao setor industrial. Na linguagem do setor elétrico, temos o SCADA-EMS Supervisory Control and Data Acquisition - Energy Mangement System.

Subestações de energia serão automatizadas

A Cteep iniciou o projeto de automação das subestações de transmissão de energia. Atualmente o controle das subestações é feito via painéis convencionais, mas a Companhia pretende convergir todas estas operações para IHMs baseados em computadores.

De acordo com o gerente de Automação, Paulo Roberto Pedroso de Oliveira, a digitalização das subestações proporcionará uma maior flexibilidade para o operador. “Com esta modernização, todos os comandos estarão no computador, na mesa do operador, evitando constantes deslocamentos dentro da subestação, para realizar comandos em vários pontos. Esta característica tem importância vital, quando de grandes perturbações no sistema elétrico, onde ocorrem interrupções de fornecimento aos consumidores. Consegue-se uma maior eficiência na recomposição do sistema”.

Das 102 subestações da Companhia, duas já estão totalmente automatizadas, pois são de construção recente, onde foram adotados os modernos conceitos de automação, disponibilizados nos últimos anos. Oliveira afirma que quinze subestações estão na reta final de modernização, em outras quatro instalações será feito um remodelamento completo dentro dos próximos cinco anos. O restante está em processo de modernização. “Nós estaremos com uma parte significativa das subestações modernizadas, mais de 30%, em cinco anos. Este processo tem um ritmo próprio, pela própria natureza do sistema, que atende a população e não permite desligamentos constantes”.

O conceito da automação permite a universalização do uso de energia elétrica. Permite que se transmita energia em grandes blocos, com total controle. “A automação no setor é imprescindível para manter a estabilidade do fluxo de energia, onde uma função importantíssima é o já citado, ‘controle automático de geração’. Só um computador consegue executar as operações na velocidade e precisão necessárias ao fluxo seguro da energia”.

Ele explica que mesmo tendo a máquina controlando as operações, o ser humano continuará sendo muito importante nas principais subestações para supervisionar seu funcionamento e também deve dispor de mais recursos para executar esta supervisão. “Na subestação de Bom Jardim, que alimenta a região de Jundiaí, por exemplo, o operador sempre será essencial ao processo. Porém numa subestação isolada no meio da Serra do Mar, de menor porte, onde o acesso é difícil e demorado, a operação remota é mais indicada”, explica o engenheiro.

Automação da Usina Ponte de Pedra garante confiabilidade e alta disponibilidade de informações

A automação das operações da Usina Hidrelétrica Ponte de Pedra proporcionou um funcionamento seguro, eficiente e com alta disponibilidade de informações. “Trata-se de um projeto inovador, do ponto de vista de construção civil, onde a automação teve de corresponder”, avalia o engenheiro Gilson Strasbach, da Arteche, empresa responsável pelo fornecimento do sistema de Automação, Controle e Proteção à Usina.

A Arteche desenvolveu para o complexo da usina um sistema Digital de Supervisão e Controle, que abrange o Centro de Operação, Quadros de Controle Principal e Retaguarda, Quadros de Sincronismo e de Parada de Emergência, Sistema de Alimentação Ininterrupta e Redes de Fibra Óptica e de GPS. Todos de fabricação GE Fanuc.

A Usina Ponte de Pedra, localizada no Rio Correntes - na divisa entre os Estados do Mato Grosso e Mato Grosso do Sul entrou em operação para combater o déficit energético da região Centro-Oeste do país. A usina que foi considerada pelo Governo Federal de importância estratégica, tem potência instalada de 176 megawatts ou 1.152.816 MWh/ano de energia assegurada.

O Sistema Digital de Supervisão e Controle abrange, aproximadamente, 5 mil pontos e as informações captadas são transmitidas por uma rede de fibra óptica que interliga todos os equipamentos de controle e supervisão.

Além do DSC da usina, a Arteche também forneceu o Sistema de proteção das Unidades Geradoras e Subestação (Principal e Alternada). “Neste sentido, instalamos o Sistema de medição de faturamento e Oscilografia (RDPs) e os Sistemas Auxiliares Elétricos”, explica Strasbach.

A casa de força, espécie de “coração” da usina, com três turbinas-gerador de 58,7 MW está localizada a 240 metros abaixo do nível do solo e recebe a água a partir de um túnel de adução de 10 quilômetros. Ao todo, o reservatório subterrâneo tem 14,5 km² de área alagada, o que confere à usina uma das melhores relações potência gerada / área alagada do Brasil.

“Os três grupos de turbina-gerador geram a energia que é evacuada por meio de circuitos de Barramentos Blindados de Fases Isoladas de 13,8 kV - 3000, instalados em um poço (shaft) vertical de 243,60 metros de altura e 7 metros de diâmetro, que abriga também escadaria, elevador e cabos de força e controle”, resume Strasbach, ao reforçar a importância da automatização da usina.

CPFL continuará com projeto de modernização

Em 2005 a CPFL investiu cerca de R$ 5 milhões em automação. Este montante foi aplicado nos cinco Centros de Operação, nas 218 subestações e na malha de rede de distribuição da empresa. Com este projeto de modernização, houve uma ampliação no escopo da automação, estendendo seus benefícios para as redes de distribuição em 15/25 KV.

Segundo o gerente de Engenharia e Planejamento de Rede da CPFL, Paulo Ricardo Bombassaro, os projetos de automação da Companhia são definidos a partir de diretrizes definidas em planos plurianuais específicos. “Para viabilizar este projeto, consideramos os ativos de automação em termos de desempenho, vida útil e depreciação regulatória. Assim como, buscamos com ele melhores práticas e tendências, objetivando uma visão de futuro da empresa. Para isso utilizamos um plano de implementação, baseado no Business Care”, explica Bombassaro.

Os Centros de Operações operam entre outros instrumentos, disjuntores e chaves, das 218 subestações via comando remoto. Na última melhoria foram feitas integrações dos relés de proteção às Unidades Terminais Remotas (UTRs). “Nas subestações utilizamos transdução digital para os Centros de Operações, com capacidade de captura de oscilografia e qualidade de energia”, complementa Bombassaro.

Com a automação das redes de distribuição, a Companhia consegue supervisionar e controlar, em tempo real, 600 chaves a óleo ou religadores na rede primária de distribuição. Para comunicação da rede com os centros de operação, a empresa utiliza UTRs de postes ligados a rede digital de dados GPRS de operadora de telefonia celular, o que propicia conexão IP permanente dos pontos através de uma VPN wireless.

De acordo com o gerente, a empresa vai continuar com os projetos de acesso e monitoramento remoto de todo o sistema. “Já testamos uma solução de mercado referente às imagens para monitoramento de segurança (surveillance) e de integridade dos ativos elétricos, incluindo termo-visão. Este ano, temos como meta continuar a prospecção de acesso remoto e iniciar a implantação nas subestações”, revela.

Bombassaro afirma ainda, que a CPFL está alinhada tecnologicamente com o que há de mais moderno em termos globais. “Atualmente, nosso sistema baseia-se em plataforma totalmente aberta, com microcomputadores de mercado com processadores Intel, sistema operacional Windows e banco de dados Oracle. As soluções implantadas permitem que sejam facilmente configurados automatismos no nível das SÉS (subestações) ou dos Centros de Operação, com ganhos substantivos à operação do sistema”.

Para garantir essa atualização tecnológica, a CPFL realiza, sistematicamente, workshops de visão de futuro com os principais fabricantes de soluções de automação e telecomunicação.