Sérgio Eduardo Lessa e Silva Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia

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1 XXII Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétri SENDI a 10 de novembro Curitiba - PR - Brasil Sérgio Eduardo Lessa e Silva Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia slessa@neoenergia.com Estratégias de Monitoração de um Sistema de Automação de Distribuidora Palavras-chave Centro de Gestão Gestão de alarmes Monitoramento Resumo Um sistema de Automação de uma Distribuidora, composto resumidamente de um sistema SCADA (Supervisão, Controle e Aquisição de Dados), de subestações (SEs) e de equipamentos da Rede de Distribuição, tem como maior objetivo gerir as interrupções no sistema elétrico, com ações para solução imediata ou para redução da duração das interrupções. A realização de manobras e liberações para intervenções programadas e não programadas constituem outras funções relevantes de um sistema de Automação. Já a gestão de alarmes e falhas não relacionadas diretamente às interrupções no Sistema Elétrico podem estar no grupo de atividades daqueles que utilizam o Sistema de Automação, mas por motivos diversos, não são devidamente tratadas e acabam afetando à operação do primeiro e à disponibilidade do segundo, de forma parcial ou total. O presente trabalho tem como objetivo apresentar a realidade acima na Distribuidora Coelba, com detalhamento do que tem sido feito para maximizar a monitoração do sistema de Automação, e propor soluções para uma completa gestão do mesmo. 1. Introdução A Coelba possui 5 Centros de Operação, com um COS (Centro de Operação do Sistema) que opera todas as subestações (com exceção dos alimentadores de Média Tensão), cuja tensão primária seja superior a 34,5 kv, e 4 CODs (Centro de Operação da Distribuição) que operam os bays de alimentadores de todas as subestações, as 1/9

2 subestações com a tensão primária igual a 34,5 kv e os equipamentos da Rede de Distribuição. Cada COD opera uma ou duas regiões do estado, utilizando, principalmente, os sistemas de gestão de ocorrências (OMS), de comunicação com as equipes de campo e o SCADA. O COS utiliza basicamente o sistema SCADA para operar o sistema elétrico de responsabilidade da Coelba, em todo o estado da Bahia, como citado acima. Por questões relacionadas à demanda das atividades nos CODs, principalmente nos momentos de contingências, com grandes quantidades de reclamações de interrupções no fornecimento de energia elétrica, mas também por aspectos culturais, de gestão, de complexidade, de sistemas, observa-se envolvimento insuficiente dos CODs no tratamento dos alarmes verificados no SCADA, tanto para os equipamentos do sistema elétrico, como para a infraestrutura de Automação e de Telecomunicação. No COS, esta realidade é um pouco diferente, mas pela existência de muitos alarmes, sempre se colocou que o Centro de Operação (CO) não teria condições de gerir todos estes alarmes. O fato é que, sempre que se tem uma ocorrência com alarme prévio que, se devidamente tratado com antecedência, evitaria aquele impacto no DEC, o assunto gestão de alarmes volta à pauta. É um debate de longas datas, com mitigação dos pontos conflituosos, mas sem uma solução definitiva. Para contribuir com a gestão de alarmes do sistema elétrico e com o monitoramento da infraestrutura de Automação e Telecomunicação das subestações e dos Centros de Operação, foram desenvolvidas algumas ferramentas e/ou rotinas: - relatórios de alarmes do sistema elétrico (pontos em alarme e total de alarmes por ponto), enviados diariamente, de forma automática, para diversos usuários; - envio de torpedos para alarmes prioritários e para falhas de comunicação; - gerência para a infraestrutura de Automação e Telecomunicação das subestações e dos Centros de Operação; - monitoração 24 horas dos principais computadores da Rede de Automação; - telas específicas (tabulares) para alarmes e eventos prioritários. Nos itens a seguir, estes desenvolvimentos serão detalhados e avaliados quanto às necessidades de sua existência. Também serão abordadas ações em andamento e uma proposta sobre qual seria a situação ideal. 2. Desenvolvimento Estratégia de monitoração O Sistema de Automação de uma Distribuidora precisa ser monitorado em todos os seus componentes relevantes, considerando tanto os equipamentos do sistema elétrico e os equipamentos da alimentação, quanto os equipamentos responsáveis pela comunicação de uma subestação, por exemplo, com o SCADA no CO. Na figura 1 tem-se o diagrama geral para o sistema de Automação da Coelba, do pátio dos equipamentos elétricos das subestações até o CO principal (COS). 2/9

3 Figura 1 Diagrama Geral Simplificado do sistema de Automação da Coelba (subestações) Os equipamentos elétricos da subestação são monitorados por módulo, conforme sua função (LT, alimentador, banco de capacitor, transformador, etc). Vários alarmes são configurados, associados aos circuitos de abertura e de fechamento, à contagem do número de operações, ao tempo de interrupção dos equipamentos de disjunção; à alimentação dos equipamentos; à comunicação e à integridade dos relés; à proteção intrínseca dos transformadores, reguladores e reatores, dentre outros. Em relação à alimentação, item de relevância em qualquer monitoração, destaca-se o sistema responsável pelo suprimento de energia aos Centros de Operação que também são devidamente monitorados e tratados com prioridade em caso de falha. De um conjunto representativo de alarmes para o conjunto de equipamentos de uma subestação, procurou-se separar os prioritários, considerado aqueles que são impedimentos para disjuntores e religadores serem operados remotamente, que comprometam o suprimento de alimentação dos equipamentos, que indicam falha de relés de proteção e os que indicam falhas iniciais que podem comprometer transformadores, reguladores e reatores. Compõem também este conjunto de alarmes prioritários os que indicam falha no Grupo Motor Gerador que atende aos Centros de Operação, juntamente com outros que monitoram a transferência entre gerador e rede, o valor da tensão de saída e a situação do no-break. Os alarmes prioritários possuem uma tela (tabular) específica no SCADA SAGE do COS, facilitando a visualização daqueles que estão atuados e a consequente gestão junto às equipes de Manutenção. Utilizando as vantagens desta funcionalidade neste SCADA, este tabular permite filtragem fácil de cada alarme monitorado, além da atualização dinâmica destes alarmes referentes às novas instalações e inclusões. Na figura 2 é apresentado o tabular de alarmes prioritários citado. Auxiliando a gestão dos alarmes prioritários, tem-se também o envio de torpedos daqueles que permanecerem 15 minutos ou mais atuados. O envio é feito já considerando as equipes responsáveis por cada conjunto de subestações e instalações. Além da notificação quando está atuado, na condição citada, ocorre também o envio do torpedo na normalização do alarme. 3/9

4 Figura 2 Tabular de Alarmes Prioritários Para acompanhar diariamente todos os alarmes existentes, inclusive os prioritários, é enviado diariamente para todos os atores envolvidos, de forma automática, um relatório com todos os alarmes atuados no instante da geração do mesmo. A distribuição é realizada por equipe de manutenção, por regional. Para as áreas que precisam de informações de todas as subestações, é enviado um único relatório. Também é segmentado por tipo de instalação, Subestação ou Rede de Distribuição. Na figura 3 tem-se um trecho deste relatório. Figura 3 Notificador de Pontos em Alarme Para auxiliar à gestão da qualidade dos alarmes, tem-se o relatório de Total de Alarmes por Elemento, também enviado diariamente de forma automática, onde são quantificadas as variações de estado de cada alarme existente, nos últimos 3 dias. Uma quantidade elevada de variações denota algum problema para aquele alarme (umidade, mau contato, elemento sensor com defeito, etc), problema na comunicação entre o IED e a UTR/Gateway ou na configuração do protocolo de comunicação. Na figura 4, tem-se este relatório. 4/9

5 Figura 4 Notificador de Total em Alarme Seguindo com a sequência apresentada na figura 1, tem-se a comunicação interna da subestação, com os relés digitais integrados ao gateway, com conversão serial para ethernet feita através de um terminal server, padrão industrial. Monitorando todos os componentes desta arquitetura (relé, conversor eletro-ótico, cordão ótico, cabo de fibra ótica, terminal server, cabo de rede), tem-se configurado no gateway a comunicação com os relés digitais, cadastrado com a sigla FCEQ (Falha de Comunicação com Equipamento). Se o conjunto de relés interligados a um terminal server estão com o FCEQ em alarme, gera um alarme de Falha do Terminal Server (FCFO). Além deste alarme lógico, existe outro que monitora a falha do hardware (FHTS Falha de Hardware no Terminal Server). Por fim, a comunicação do gateway com o SCADA do Centro de Operação constitui outra monitoração (SUTR Supervisão da Unidade Terminal Remota), englobando os componentes gateway, rede ethernet da subestação, meio de comunicação, rede do Centro de Operação, SCADA. São várias alternativas para o meio de comunicação: fibra ótica e rádio (próprios), satélite bandas C, L e KU (terceiros). Os alarmes FCEQ, FCFO e FHTS são acompanhados nos relatórios mostrados nas figuras 3 e 4. O FCFO e o SUTR possuem também envio de torpedos para falhas com 15 minutos ou mais de duração, e o envio para a normalização. Ainda para o SUTR, existe um relatório diário, enviado de forma automática, com a lista de falhas de duração superior a 1 minuto e com resumo quantitativo com todas as falhas para os últimos 3 dias. A figura 5 mostra este relatório. Figura 5 Notificador de Falha de Comunicação Buscando monitorar as operadoras de comunicação satélite, através de lógica no SCADA, existem alarmes que monitoram um conjunto de instalações atendidas por uma mesma operadora. Desta forma, quando há uma falha sistêmica de uma operadora, de qualquer duração, as áreas envolvidas são notificadas de imediato por torpedos, além de um relatório diário com as falhas dos últimos 3 dias. O relatório segue o mesmo modelo do notificador da figura 5. As redes TCP/IP das subestações, dos Centros de Operação, incluindo roteadores, switches, servidores, consoles, e os 5/9

6 diversos links de comunicação entre os Centros e entre as subestações e os Centros são monitorados também por um sistema de gerência que utiliza o protocolo SNMP. É o mesmo sistema do NoC (local onde se realiza o monitoramento e gestão dos eventos de TI) e é utilizado pelas áreas de Manutenção e de Engenharia para auxílio na investigação de falhas de comunicação. Na figura 6, tela deste sistema para os equipamentos de um COD. Os links utilizados no sistema de Automação são monitorados pela equipe 24 horas que opera este NoC. Figura 6 Sistema de Gerência Para os links de comunicação entre os SCADAs dos Centros de Operação, existe também uma monitoração através de torpedos, caso as falhas tenham duração igual ou superior a 15 minutos. A disponibilidade do COS depende destes links, visto que, para as subestações da maior parte do interior do estado, este Centro não aquisita os dados das subestações diretamente. O SAGE dos CODs do interior comunica via protocolo ICCP com o SAGE do COS e, além dos links serem redundantes, há uma atenção especial na monitoração dos mesmos para evitar indisponibilidade no COS. Os servidores e consoles do SAGE de todos os Centros de Operação são monitorados por relatórios diários que indicam as variáveis mais relevantes (uso de HD, CPU e memória) e comutação e paradas de servidores redundantes, paradas de consoles e falhas associados ao servidor de histórico, nos últimos 3 dias. As figuras 7 e 8 mostram estes relatórios. Estes equipamentos são monitorados 24 horas por empresa de suporte, em contrato existente na Automação. Figura 7 Monitoramento dos Equipamentos da Rede SCADA 6/9

7 Figura 8 Notificador de Anormalidade nos Equipamentos da Rede SCADA Para monitoração da infraestrutura que atende à Automação da Rede de Distribuição, a maioria dos itens já relatados atende tanto a subestações, quanto à Rede de Distribuição (RD). Particularidades existentes na arquitetura de comunicação desta infraestrutura, exigiu mais alguns desenvolvimentos e ações específicos para se ter uma monitoração adequada. Na figura 9 tem-se esta arquitetura. Para permitir a Automação de uma grande quantidade de equipamentos da RD (2.200 em maio/16, com inclusão de mais até 2017 em andamento), foi instalado um gateway que viabilizasse este crescimento, de forma contínua e segura, o SAGELINK. Neste Gateway roda o SCADA SAGE em 2 pares de servidores (com mais um par sendo instalado em 2016 para atender ao crescimento citado), em várias máquinas virtuais que se comunicam com o SAGE dos Centros de Operação, via protocolo ICCP, através de links redundantes de operadoras do mercado. Esta comunicação é monitorada via torpedo para as falhas com duração igual ou superior a 15 minutos. Figura 9 Arquitetura da infraestrutura da Automação da Rede de Distribuição Para monitoração de cada máquina virtual, que comporta até 253 equipamentos, foi desenvolvida uma variável analógica que registra no SAGE do respectivo Centro de Operação quando uma quantidade pré-estabelecida de equipamentos estão sem comunicar. Esta anormalidade é notificada via torpedo e se ocorrer para um conjunto de máquinas virtuais, pode indicar falha no servidor celular. Este servidor apesar de locado na Coelba é gerido pela empresa fornecedora dos módulos celular que monitora todas as variáveis relevantes do servidor e dos módulos, além 7/9

8 de interagir com as equipes de manutenção, com notificações dos problemas de campo e de emitir um relatório mensal. Os links com as operadoras da comunicação celular não são monitorados através do SCADA, em função do uso de duplo chip, o que impede identificar neste sistema qual chip falhou a comunicação em determinada ocorrência. Pelo uso de duplo chip, o impacto na Automação da RD de falha de uma operadora é pequeno. Desta forma, a ação corretiva acontece após acionamentos de usuários deste serviço em outros sistemas que utilizam apenas um chip. Na tabela 1, tem-se o resumo de todas as partes importantes do sistema de Automação e o que existe de monitoração. Tabela 1 Resumo da estratégia de monitorações existente no Sistema de Automação da Coelba Melhoria em implantação Está em desenvolvimento uma integração entre o SCADA e o Sistema de Gestão da Manutenção (SGM) utilizado pelas equipes de Manutenção da Rede de Distribuição. Com esta integração, alarmes relevantes que estiverem ativos no SCADA gerarão ordem de serviço para imediata programação pela equipe responsável. Embora não seja uma monitoração direta, contribuirá de forma significativa na execução de ações para normalizar os equipamentos da RD em menor prazo. Serviço de elaboração de especificação técnica em andamento para implantar esta solução nos demais processos relacionados à Automação e Telecomunicação. Avaliação das soluções existentes e de alternativa A concepção tradicional de que tudo de um sistema de Automação que deve ser monitorado, basta incluir no SCADA, não é mais defensável. O crescimento acentuado dos sistemas elétricos das Distribuidoras, a prioridade e o foco na operação destes sistemas, as contingências em períodos de chuva, dentre outros motivos, levam aos Centros de Operação a não priorizarem itens que mesmo relevantes, não possuem aderência direta no foco principal dos mesmos. 8/9

9 Outras estratégias precisam ser definidas e implantadas para que todo o sistema seja devidamente monitorado e que as ações de mitigação de falhas sejam devidamente realizadas. Neste contexto, embora com limitações, a equipe de Automação da Coelba tem buscado definir monitorações para todos os componentes relevantes do sistema de Automação, conforme mostrado neste trabalho. As limitações estão na ausência de gestão destes itens em tempo real, afinal, s deixam de ser lidos, torpedos deixam de ser vistos e se algum evento relevante ocorre, já há possibilidade destas monitorações falharem e trazerem consequências danosas à operação do sistema elétrico. A solução completa passa necessariamente por um Centro dedicado para esta gestão. Além de possibilitar ações de monitoração em tempo real, possibilitaria outras vantagens abaixo, alguns exemplos: - inclusão de suporte para testes com equipes de campo; atualmente, várias vezes, isto é feito por Engenheiros que deveriam focar em outras atividades, mas acabam tendo que dedicar algum tempo para este suporte; - melhor gestão para serviços que precisam ser programados, com uso do SGM para registro de solicitações de serviços; - agregar diversos processos envolvidos que interagem com equipes de campo Automação, Proteção e Controle, Medição, Telecomunicação; - ações sistemáticas para melhoria dos indicadores de desempenho da Automação, com o uso de algumas das ferramentas já detalhadas neste trabalho, através do acompanhamento contínuo das falhas e das correções, com interação com as diversas equipes regionais envolvidas. 3. Conclusões É imperativa a necessidade de uma eficiente monitoração em sistema de Automação de Distribuidora de Energia Elétrica. Tanto nos equipamentos elétricos das Subestações, da Rede de Distribuição e dos sistemas de alimentação, quanto na infraestrutura de Automação e Telecomunicação, é fundamental que haja uma gestão contínua sobre os mesmos para que haja ação mitigadora no menor tempo possível. Os Centros de Operação não possuem condições de operar o sistema elétrico e de monitorar tudo que é necessário e por este motivo, as empresas tem que implantar outras estratégias de monitoração. Neste trabalho, é apresentada a realidade da Coelba, com tudo que já foi feito e passos futuros que podem ser dados para evoluir nesta necessidade. 4. Referências bibliográficas FRANCO, Carmeci & ROHENKOHL, Vera M. SAGELINK: Gateway de Comunicação da Rede de Distribuição da Coelba. Porto Alegra, VIII GUS, /9