XX SNPTEE
SEMINÁRIO NACIONAL
DE PRODUÇÃO E
TRANSMISSÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
Versão 1.0
XXX.YY
22 a 25 Novembro de 2009
Recife - PE
GRUPO V
GRUPO DE ESTUDO GPC – GRUPO DE ESTUDO DE PROTEÇÃO, MEDIÇÃO, CONTROLE E AUTOMAÇÃO
EM SISTEMAS DE POTÊNCIA
USO DA IEC61850 EM USINAS HIDRELÉTRICAS – BENEFÍCIOS E INCOMPATIBILIDADES
Fernando Costa Neves(*)
Paulo Cesar de Carvalho
Osmar Brune
ALTUS
Djalma Silva Albino
Roberto de Souza Santos
CHESF
RESUMO
A IEC 61850 surgiu como um padrão para sistemas de automação de subestações, como seu próprio nome
indica. A partir de sua publicação final, nos anos 2003/2004, iniciaram-se estudos e implementações pilotos e,
finalmente entre os anos 2007/2008 pode-se afirmar que seu uso, embora ainda limitado a algumas partes,
chegou à realidade dos projetos de subestações no Brasil.
Naturalmente será de interesse ter seus benefícios estendidos para as hidroelétricas. Assim o foco desse artigo é
a discussão de pontos críticos a serem analisados dependendo da natureza do projeto, garantindo o êxito da
adoção desse padrão também nesse tipo de aplicação.
PALAVRAS-CHAVE
Automação, IEC61850, SCADA, Controle, Hidrelétrica
1.0 - INTRODUÇÃO
A origem do termo interoperabilidade, no qual a IEC 61850 oferece seu maior benefício refere-se, principalmente
a:
• Comunicação via rede entre dispositivos;
• Redução de cabeamento e consequente redução de custos;
• Redução do número de entradas e saídas dos dispositivos inteligentes e consequente redução de custos;
• Flexibilidade para o projeto, visto que alterações de lógicas envolvendo dispositivos diferentes podem ser
implementadas sem alteração na instalação;
• Padronização garantindo maior rapidez na configuração da interface entre dispositivos e entre esses e o
sistema supervisório.
Embora a norma tenha sido originalmente desenvolvida para subestações, felizmente foi conceituada como
orientação a objetos, o que permite que seus conceitos possam ser utilizados em outros sistemas de energia
elétrica. O fato das subestações possuírem configurações e equipamentos em níveis menos complexos que
sistemas de geração facilitaram que fossem definidos os objetos e esse foi o ambiente utilizado para as primeiras
definições do padrão e, consequentemente, para as primeiras aplicações. O outro extremo são as centrais
termelétricas que, por possuírem equipamentos e sistemas em um grau mais elevado de complexidade, ainda não
tiveram esses atributos definidos.
Mesmo no ambiente de subestações, somente parte da norma está em uso prático hoje. Todos os aspectos
relacionados ao barramento de processo, para uso dos sample values, seguem em aplicações embrionárias.
(*) Rua Theodomiro Porto da Fonseca, 3101 – CEP 93.020-080 São Leopoldo, RS – Brasil
Tel: (+55 51) 3589-9500 – Fax: (+55 51) 3589-9501 – Email: [email protected]
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No caso das hidrelétricas, após o início dos trabalhos em subestações, um grupo já estava trabalhando para
definir os atributos dos objetos existentes nas usinas. Esses atributos são definidos pelas classes de dados e nós
lógicos, entre outros dados.
Como resultado foi publicado em outubro de 2007 o capítulo 7-410: Hydroelectric power plants – Communication
for monitoring and control. Mesmo tendo havido um grupo de estudos de alta capacidade técnica aliado à
experiência do uso em subestações, na implementação do padrão nos projetos de sistemas de automação em
usinas, devemos observar algumas incompatibilidades a serem contornadas ou adaptadas para a realidade das
aplicações. Potencialmente alguns casos particulares, não previstos na norma, devem surgir causando essas
incompatibilidades, indicando necessidade de limitarmos a aplicação da norma em alguns pontos, da mesma
forma como ocorreu, ou melhor, está ocorrendo com a aplicação em subestações. Também podem surgir
recomendações para revisão da norma, em especial do capítulo 7-410, da mesma forma como os demais
capítulos estão atualmente sendo revisados (a versão 2.0 estava prevista para final de 2008, mas teve seu
lançamento adiado para o primeiro semestre de 2009).
Com a lista de benefícios apresentada é impossível ou pouco provável, que consigamos listar algum malefício.
Inclusive fica difícil de não dizer que essa norma realiza o “sonho de consumo” de todos os envolvidos em projetos
de automação de sistemas elétricos.
No entanto o termo adotado no título do artigo trata das incompatibilidades, não apenas técnicas, mas também
culturais ou de formas de aplicação em projetos de automação em usinas hidrelétricas. Por incompatibilidades
busca-se apontar problemas e limitações da aplicação da norma, já existentes ou potenciais, nesses projetos.
Dessa forma espera-se garantir um melhor aproveitamento dos benefícios desse padrão nos primeiros projetos de
novos empreendimentos ou de modernizações de usinas hidrelétricas.
2.0 - CAMPO DE APLICAÇÃO
Nos projetos de usinas hidrelétricas, têm-se casos com dois geradores de alguns MW até várias unidades com
centenas de MW. No caso de uma PCH com duas unidades, considerando a pouca interoperabilidade deve-se
avaliar o custo de implementação de uma rede ethernet (com suporte a IEC 61850) em contrapartida a “real”
necessidade de interoperabilidade, visto que o número de dispositivos é muito pequeno.
Nos casos de modernizações deve-se avaliar quais são os dispositivos existentes que serão mantidos, pois se a
quantidade for grande, talvez seja justificado manter o protocolo existente. O custo decorrente de incluir todos os
dispositivos existentes a uma rede IEC 61850 pode ser maior que o real benefício.
3.0 - TOPOLOGIA DA REDE
As redes ethernet implementadas atualmente buscam um desempenho adequado para transferência dos eventos
para o nível superior (operação local ou remota) e dos comandos da operação de retorno.
As topologias em uso atualmente, para uma unidade geradora, vão desde a concentração total dos eventos na
UAC – unidade de aquisição e controle, devido a limitações de atendimento aos protocolos e ausência de interface
ethernet (figura 1) até a inserção de vários dispositivos diretamente na rede (figuras 2).
Como os protocolos de comunicação em uso, como IEC 870-5-104, transmitem o evento junto com sua estampa
de tempo, tal desempenho busca garantir que todos os eventos sejam transmitidos no menor tempo possível, mas
sem o compromisso de que esse tempo seja sempre atingido e tampouco que seja inferior a um ciclo.
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FIGURA 1 – Topologia em uso atualmente – concentração de eventos na UAC
FIGURA 2 – Topologia em uso atualmente – dispositivos conectados diretamente a rede
Em ambos os casos algum nível de troca de informação é realizado, mas nada que exija garantia de resposta,
como a ação de bloqueio de uma unidade geradora.
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Já a IEC 61850 busca uma estrutura de rede que suporte a troca de informações entre os dispositivos de forma
que os intertravamentos, inclusive atuação das proteções, sejam realizados em um tempo inferior a quatro ms.
A estrutura da rede passa ser como mostrado na figura 3, considerando apenas o barramento da estação.
FIGURA 3 – Topologia na IEC 61850 (apenas barramento da estação)
Considerando um sistema totalmente distribuído em uma central de porte médio pode-se chegar a várias dezenas
de IEDs. Lembrando que a quantidade de sistemas auxiliares em uma usina é muito superior a aqueles presentes
em uma subestação, com grande quantidade de sub-sistemas por unidade geradora, além dos sub-sistemas de
auxiliares da usina, como controle de poço de drenagem e esgotamento.
Quando se tem essa quantidade muitas vezes recorre-se a segmentação através de sub-redes, porém tal
estratégia deve ser avaliada, pois as mensagens GOOSE prevêem que os IEDs estejam na mesma sub-rede.
A própria norma discorre de como proceder aos ensaios de desempenho com o uso de simulação. Embora os
exemplos adotados sejam apenas de subestações, onde a quantidade de IEDs é muito inferior a presente em uma
usina (caso completamente automatizada de acordo com a norma).
Assim, recomenda-se que, caso o projeto aponte para uma grande quantidade de IEDs, um estudo de
desempenho da rede seja conduzido antes da implementação do projeto.
Outro ponto relevante a ser determinado é o método de redundância da rede, visto que tal prática é comum em
usinas de médio e grande porte e a norma ainda não determina como isso deve ser implementado. Uma
referência, com forte tendência a ser adotada na próxima revisão da IEC 61850, é a IEC 62439 – High Availability
Automation Networks.
4.0 - FLEXIBILIDADE NOS PROJETOS
Os controladores em uso nos projetos permitem atualmente uma total programabilidade por parte dos usuários.
Tal recurso tem sido utilizado maximizando o comportamento dinâmico das unidades geradoras.
Devemos lembrar que no Brasil as centrais hidrolelétricas, devido a sua controlabilidade, têm sido utilizadas como
as ferramentas para melhorar a estabilidade do SIN, enquanto que em sistemas europeus diversos mecanismos
são utilizados para controle também em subestações. Dessa forma temos muitos requisitos sofisticados de
controle em uso nas nossas centrais hidroelétricas e que potencialmente a norma não deve ter previsto.
O mecanismo de programação dos controladores em geral tem sido baseado na norma IEC 61131, abrangendo
uma ou até as cinco linguagens nela definida. Ressaltando que o termo programação aplica-se a mudança da
estrutura do controle e não apenas os valores de seus parâmetros.
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A IEC 61850 não faz nenhuma referência a IEC 61131, mas lista diversos LN (logical nodes) como o FFIL (filter
function) que podem ser utilizados como bloco para composição de estruturas de controle complexa. Um exemplo
é a função de PSS mostrada na figura 4.
FIGURA 4 – Exemplo de lógica de controle com uso do LN filter function
A ausência desse link entre as normas podem gerar dificuldades na comunicação envolvendo parâmetros do
controle.
Também se ressalta que outros LN utilizados em lógicas de controle, como função de zona morta, não é definido
pela norma.
Analisando sob a ótica da modelagem da central, várias configurações em uso não foram abordadas, como é o
caso de sistemas com excitação rotativa (brushless ou não).
5.0 - DISPONIBILIDADE DE DISPOSITIVOS COMERCIAIS
Em função da recente disponibilização do capítulo para centrais hidroelétricas, excetuando-se os dispositivos com
função primordial de proteção e ainda sim limitados aquelas proteções associadas à transmissão de energia, não
estão disponíveis dispositivos com os objetos definidos pela IEC 61850.
Algumas UAC utilizadas em subestações também são disponibilizadas para uso em usinas, mas nesse caso
fazem uso frequente do GGIO (LN generic I/O) o que deturpa o princípio básico da norma.
A expectativa, seguindo o mesmo caminho adotado na evolução para subestações é que a partir de requisitos de
atendimento parcial da IEC 61850 apresentado pelos usuários, gradativamente as abrangencia da norma seja
contemplada pelos fabricantes
6.0 - FERRAMENTAS
Uma central projetada de acordo com a IEC 61850 passa a ter uma dependência muito grande de sua rede.
Devem-se considerar assim os equipamentos aptos a realizarem manutenção em redes, como monitores de
trafico de dados entre outros, que passam a serem ferramentas também do pessoal de automação e não apenas
de telecom/informática.
Também é comum em projetos de usinas termos etapas de modelagem e simulação da dinâmica da unidade
geradora juntamente com seus controladores (tipicamente tensão e frequência), não só na fase de projeto mas
também na realização de manutenções. A IEC 61850 define o LN Synchronous machine (ZSMC) com todos os
parâmetros da unidade geradora. Conforme padronização adotada esses parâmetros estão disponível em arquivo
XML. Dessa forma as ferramentas de simulação deveriam prever a utilização desse mesmo arquivo, facilitando o
processo de simulação e eliminando a possibilidade de erros. Também não é ousadia esperar que a transferência
de informações para o órgão que controla o sistema interligado passe a receber os dados de modelo da mesma
forma.
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7.0 - CAPACITAÇÃO DE PESSOAL
No sistema de automação convencional o envio de comando de um dispositivo para outro é feito através de
cabeamento discreto. Quando uma falha ocorre, podem-se rastrear desde a saída do comando até a chegada
identificando onde o problema ocorre.
Com um sistema onde os comandos sejam via rede (GOOSE) o responsável pela manutenção, se não tiver além
da ferramenta adequada o conhecimento da IEC 61850, não tem a mínima chance de encontrar o problema, que
pode ser no dispositivo emissor, no dispositivo receptor, na rede ou ainda nas configurações do sistema.
Sem o devido conhecimento, pode ainda agravar o problema, trocando o dispositivo errado e não fazendo a
correta configuração do mesmo.
8.0 - CONCLUSÃO
Os pontos de incompatibilidades levantados nesse artigo não devem ser tomados como desmotivadores na
aplicação da IEC 61850 em usinas hidrelétricas e sim como referência para uma aplicação cautelosa que leve ao
êxito no uso e consequentemente permita que essa norma se solidifique também nesse tipo de aplicação.
Devemos lembrar que após a publicação da primeira versão, no ano de 2002, focando exclusivamente
subestações tivemos praticamente cinco anos de aplicações experimentais nesse tipo de aplicação, para atingir o
atual grau de maturidade e, inclusive, lançar subsídios para uma grande revisão da norma, que está em curso
atualmente.
Dessa forma, considerando que o capítulo específico para usinas hidrelétricas tem cerca de um ano desde sua
publicação, devemos usar as referências aqui apontadas (e muitas outras que deverão surgir) associadas ao
grau de paciência que esse processo exige, para no futuro realmente colhermos os benefícios a que a norma se
propõe.
9.0 - REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
(1) IEC 61850 – Communication networks and systems in substations, International Electrotechnical Commission,
primeira edição.
(2) IEC 61850-7-410 - Hydroelectric power plants – Communication for monitoring and control, International
Electrotechnical Commission, Ed. 1.0, 2007.
(3) KUNDUR, P. Power System Stability and Controls, Electric Power Research Institute, Power System
Engineering Series, McGraw-Hill, 1994.
(4) IEC 60870-5-104 - Telecontrol equipment and systems - Part 5-104: Transmission protocols - Network access
for IEC 60870-5-101 using standard transport profile, International Electrotechnical Commission, segunda edição.
(5) Procedimento de Rede Sub-Módulo 3.6 – Requisitos Técnicos Mínimos para a Conexão à Rede Básica,
Operador Nacional do Sistema Elétrico, Revisão 5, 2008.
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10.0 - DADOS BIOGRÁFICOS
Fernando Pedrassani Costa Neves
Nascido em Caçador, SC em 13 de setembro de 1968
Graduação (1993) em Engenharia Elétrica: UFSC. Trabalha desde 1994 no Setor
Elétrico com atividades de proteção, automação e controle em geração, transmissão e
distribuição. Participou em mais de cem projetos de sistemas de automação para
sistemas de potência. Atua em novos negócios, com especificação de produtos,
atuação comercial e marketing.
Djalma Silva Albino
Nascido em Campina Grande, PB em 11 de Julho de 1972.
Graduação em Engenharia Eletrônica (UFPB-1997) com Mestrado em Instrumentação
e Controle (UFPB-2001). Foi professor da Escola Técnica Redentorista (ETER-CG)
entre 1992 e 2004. Trabalha na CHESF desde 2004 na divisão de Engenharia de
Geração com sistemas MPCCSR (Medição, Proteção, Comando, Controle, Supervisão
e Regulação).
Osmar Brune
Nascido em Ibirubá, RS em 11 de Novembro de 1960.
Graduação em Engenharia Elétrica (UFRGS-1984) com Mestrado em Ciência da
Computação (UFRGS-1988). Trabalha na ALTUS desde 1988 como Projetista de
Produtos e Sistemas.
Roberto de Souza Santos
Nascido em Recife, PE em 14 de agosto de 1956.
Graduação em Engenharia Elétrica (UFPE – 1979). Trabalha na CHESF desde 1978,
tendo desenvolvido atividades de engenharia de manutenção e comissionamento até
2005 na área de geração, envolvendo termoelétricas, energia solar, eólicas e
hidrelétricas. Atualmente trabalha no Departamento de Engenharia de Sistemas de
MPCCSR de Usinas e Subestações desenvolvendo atividades de projeto na área de
geração de energia, com ênfase a projetos de automação de MPCCSR.
Paulo Cesar de Carvalho
Nascido em Guaxupé, MG em 05 de fevereiro de 1965.
Graduação em Engenharia Elétrica (EFEI – 1988)., Foi professor da Escola Técnica
Prof. Everardo Passos ETEP de 1989 a 1990. Trabalha na Altus desde 1990 tendo
atuado na área de treinamento de Controladores Programáveis, manutenção e
atualmente trabalha da área de engenharia aplicada a automação de usinas
Hidrelétricas e esta cursando pós graduação na área de sistemas de proteção pela
FUPAI – EFEI.