21 a 25 de Agosto de 2006
Belo Horizonte - MG
Sistema de Supervisão e Controle de Baixo Custo:
A Experiência da CMS Energy - Brasil
Wagner Seizo Hokama
[email protected]
José Américo Marsulo
[email protected]
Walter Henrique Bernardelli
[email protected]
Companhia Paulista de Energia Elétrica - CPEE
RESUMO
Para viabilizar a implantação de sistema de supervisão e controle em pequenas e médias instalações
elétricas tais como PCH’s, subestações e equipamentos de manobras na rede de distribuição, foi
desenvolvido um sistema otimizado e de baixo custo de implantação e manutenção e alta
confiabilidade.
O sistema é composto por equipamentos práticos, protocolos de comunicação abertos, confiáveis e de
fácil expansão.
A instalação em campo é feita com infra-estrutura simples sem necessidade de reforma ou grande
investimento
Outro desafio foi a necessidade de compatibilizar investimentos, padrões técnicos e tecnologia, pois
este programa atenderia a quatro diferentes concessionárias do estado de São Paulo operadas a partir
de um único centro de operação.
PALAVRAS-CHAVE
Automação, PCH’s, Supervisão e Controle.
INTRODUÇÃO
O grande desafio para este trabalho era desenvolver um Sistema de Supervisão e Controle com os
recursos que a empresa estava disposta a investir a um preço adequado.
Devido às baixas cargas instaladas e geograficamente dispersas ao longo da área de concessão, foi
necessário achar um meio de comunicação e de controle simples e ao mesmo tempo confiável.
Também foi necessário encontrar um meio de separar a implantação do sistema por etapas, pois os
recursos disponíveis limitavam-se a partes do programa e não era suficiente para todo o projeto. Para
isso foi especificada uma solução aberta, com protocolos de comunicação comerciais e sistema
supervisório aberto.
Com isso, mesmo que houvesse a troca de fornecedores entre um ano e outro, situação que ocorreu,
não haveria perda de serviço nem de materiais. Também, com isso, aumentamos o número de
fornecedores de equipamentos e de serviços e diminuímos o custo da implantação.
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CARACTERÍSTICAS DAS INSTALAÇÕES
As instalações são basicamente de subestações rurais, PCH’s de baixa potência instalada e religadores
instalados ao longo da linha em redes de distribuição e linhas de sub-transmissão.
1.1. Classe de tensão e potência instalada
A classe de tensão das instalações é de até 34,5 kV e sua potência instalada varia entre 5 a 10
MVA.
1.2. Subestações
As subestações são basicamente de 4 bay’s, sendo:
• 1 bay de entrada;
• 1 bay do transformador abaixador;
• 2 bay’s de saída (alimentadores).
Segue abaixo o unifilar de uma subestação típica:
1.3. PCH’s:
As PCH’s (Pequena Central Hidrelétrica) estão, geralmente, conectadas diretamente da rede de
distribuição e são basicamente compostas de:
• 3 unidades geradoras de 6,5 kV;
• 1 transformador elevador para 11,5 kV;
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Segue abaixo o unifilar de uma PCH típica:
1.4. Religadores das Redes de Distribuição e Linhas de Sub-Transmissão:
Os religadores instalados ao longo das redes de distribuição e linhas de sub-transmissão são
basicamente utilizados para isolar trechos com defeito do restante do alimentador ou linha de subtransmissão.
1.4.1.
Religadores da rede de distribuição:
Os religadores instalados ao longo das redes de distribuição estão, em sua maioria, instalados
na fronteira das zonas urbanas e rurais.
A sua principal função é isolar os defeitos da zona rural, onde se encontra a maioria dos
defeitos, da zona urbana, onde se encontra a maioria dos clientes e a maior parte da carga.
Segue abaixo um exemplo de religadores de meio de linha da rede de distribuição:
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1.4.2. Religadores das linhas de sub-transmissão:
Os religadores instalados ao longo das linhas de sub-transmissão estão, em sua maioria,
instalados nas saídas das derivações das linhas (ramais).
A sua principal função é isolar os defeitos dos ramais para que seja preservada o restante das
instalações conectadas ao longo desta linha.
Segue abaixo um exemplo de religadores das linhas de sub-transmissão:
2. DESCRIÇÃO DO SISTEMA IMPLANTADO
Ficou definido que todas as instalações seguiriam um mesmo padrão, podendo, com isso, serem
intercambiáveis.
Todas as instalações são compostas de um mesmo tipo de UTR, relés de proteção, transdutores, meios
de comunicação (rádio, fibra ótica, etc), instalados e projetados de forma similar.
Nesse sentido conseguimos diminuir o número de equipamentos sobressalentes e horas de treinamento
para as nossas equipes de manutenção.
O projeto do Sistema de Supervisão e Controle foi elaborado seguindo o princípio que todo o sistema
deveria ser de fácil implantação, modular, escalonável e aberto para futuras ampliações.
2.1. Aplicativo SCADA
A especificação do software SCADA foi feita seguindo os seguintes critérios:
• Baixo custo;
• Configuração/Manutenção simples e rápida;
• Grande número de integradores no mercado;
• Grande número de driver’s de comunicação;
• Modularidade e distribuição em rede;
• Compatibilidade com sistemas Micro-Software Windows;
• Possibilidade de trabalhar na rede corporativa;
• Possibilidade de integração com os sistemas financeiros e geo-referenciados;
• Confiabilidade e estabilidade funcional.
O fornecedor escolhido foi a Elipse Software com o produto Elipse E3.
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Segue abaixo a topologia de rede do Scada:
2.2. Sistema de Telecomunicações
O sistema de telecomunicações foi projetado a fim de aproveitarmos ao máximo a infra-estrutura
da rede corporativa já existente.
A interligação entre o COS e as regionais é feita pelo serviço frame-relay fornecido pela Embratel
e Telefônica em 512 kbps. O protocolo utilizado é o TCP/IP.
Nas regionais foram instalados conversores Data Gateway´s (Ethernet para Serial RS-232), onde é
feito a interligação entre a rede corporativa e a rede de rádio-modens.
A rede de rádio-modens é composta de rádios digitais na freqüência de UHF com diagnóstico
remoto. Com essa facilidade conseguimos agilizar a detecção de defeitos e fazer um
acompanhamento do comportamento da performance da rede (nível de sinal, taxa de erros, relação
sinal-ruído, etc...).
O fornecedor escolhido foi a Agora Telecom com o produto MDS 4710.
Segue abaixo uma rede de rádio de dados:
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2.3. Projeto e instalação em campo
O projeto de instalação em campo foi elaborado pelas áreas de Engenharia e pelos Departamentos
Técnicos das Regionais das empresas do grupo CMS Energy.
A instalação do sistema foi realizada pela empresa do grupo que presta serviços de manutenção
nos equipamentos/instalações do sistema de potência. A instalação foi programada para ser
executado em conjunto com a manutenção preventiva, onde aproveitamos a mesma intervenção
para executar os dois serviços. Com isso ganhamos em tempo e diminuímos a quantidade
intervenções no sistema.
Como as equipes de manutenção estão integradas e habituadas a trabalhar em nossos
equipamentos e instalações, não tivemos nenhuma ocorrência de desligamento indevido durante a
implantação do sistema.
A atualização e correção das documentações estão sendo feitas por uma empresa externa, com a
supervisão de nossas áreas de engenharia e técnica.
2.4. Unidade Terminal Remota
Todo o fornecimento de UTR’s foi feito por fabricante nacional. Tivemos um pouco de trabalho
durante a implantação, pois algumas funções tiveram que ser desenvolvidas durante o projeto.
Todavia vimos isso com bons olhos, pois com isso investimos no desenvolvimento da industrial
nacional e obtivemos grandes ganhos de conhecimento.
As especificações das UTR’s seguiram os seguintes critérios:
• Baixo custo;
• Protocolo de comunicação comercial e inteligente;
• Banda-morta configurável;
• Report by exception;
• Configuração/Manutenção simples e rápida;
• Entradas digitais rápidas (1 ms) e isoladas (2 kV);
• Saídas digitais com contato seco (2 A) e Check Before Operation;
• Entradas digitais com isolação galvânica e resolução mínima de 12 bits;
• Mínimo de 3 portas seriais.
O fornecedor escolhido foi a Arché com o produto Argos.
2.5. Sistema de proteção
Todo o sistema de proteção é digital e também utilizado para tele-comando, tele-controle e telemedição.
Com isso foi possível atenuar o número de equipamentos instalados. Todavia foi considerado,
SEMPRE, que um relé de proteção é, antes de tudo, um equipamento de proteção, depois vem os
atributos de tele-controle e tele-medição.
Vale ressaltar que foi escolhido um fabricante nacional para o fornecimento de relés de proteção.
Com isso ganhamos em preço e atendimento, pois muitas funções foram modificadas segundo as
nossas especificações/necessidades.
A integração foi feita pela porta serial do equipamento utilizando o protocolo Modbus. Como
nosso sistema é radial, não foi considerada a necessidade do SOE.
Todas as informações visualizadas no relé também estão disponíveis no SCADA, sendo:
• Sinalização de partida da proteção de sobrecorrente, fase e neutro;
• Sinalização de atuação da proteção de sobrecorrente, fase e neutro, instantâneo e
temporizado;
• Medição da corrente de curto circuito da falta;
• Sinalização e comando de bloqueio de religamento;
• Sinalização e comando de bloqueio de Neutro;
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• Sinalização e comando de bloqueio do RAI;
• Sinalização de religamento atuado;
O fornecedor escolhido foi a Pextron com o produto URP 2000.
2.6. Sistema de medição
Todo o sistema de medição é digital. Para diminuição dos custos foi escolhido um equipamento
que não tinha memória de massa.
As medidas analógicas especificadas foram para atender a operação e possíveis estudos de
planejamento do sistema e contém:
•
Tensão trifásica;
•
Tensão por fase;
•
Corrente por fase;
•
Potência ativa;
•
Potência reativa;
•
Potência aparente;
•
Fator de potência;
•
Energia ativa fornecida/recebida;
•
Energia reativa fornecida/recebida;
3. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Como pode ser visto, o grande desafio foi implantar um sistema que fosse tecnicamente confiável e
financeiramente viável, tendo como referência o sistema de potência a ser controlado.
A implantação foi dividida em várias etapas, tendo início em 2002 e seguindo conforme cronograma
abaixo:
2002:
Nº de SE/US: 02
Nº equipamentos: 21
Investimento: R$ 218.500,00
2003:
Nº de SE/US: 06
Nº equipamentos: 40
Investimento: R$ 274.500,00
2004:
Nº de SE/US: 24
Nº equipamentos: 123
Investimento: R$ 1.201.500,00
2005:
Nº de SE/US/REDE: 12
Nº equipamentos: 52
Investimento: R$ 465.000,00
2006/2007:
Nº de SE/US/REDE: 10
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Nº equipamentos: 97
Investimento: R$ 840.500,00
TOTAL:
Nº de SE Próprias: 38
Nº de SE Terceiros: 07
Nº de US: 09
Nº de REDE: 16
Nº equipamentos: 333
Investimento: R$ 3.000.000,00
4. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
www.elipse.com.br
www.arche.com.br
www.pextron.com.br
www.kron.com.br
www.agoratelecom.com.br
www.advantech.com.br
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Moraes CC e Castrucci PL, “Engenharia de Automação Industrial”, Editora LTC, 2001.
Resolução Normativa ANEEL Nº 177, de 28 de novembro de 2005.
A. J. Monticelli, Fluxo de Carga em Redes de Energia Elétrica, Edgard Blucher, 1983.
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