XX SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

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1 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 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 INTRODUÇÃO A origem do termo interoperabilidade, no qual a IEC 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 São Leopoldo, RS Brasil Tel: (+55 51) Fax: (+55 51) fernando.neves@altus.com.br

2 2 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 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 pode ser maior que o real benefício 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 , 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.

3 3 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.

4 4 Já a IEC 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 (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 High Availability Automation Networks 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.

5 5 A IEC 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) 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 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 apresentado pelos usuários, gradativamente as abrangencia da norma seja contemplada pelos fabricantes FERRAMENTAS Uma central projetada de acordo com a IEC 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 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.

6 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 CONCLUSÃO Os pontos de incompatibilidades levantados nesse artigo não devem ser tomados como desmotivadores na aplicação da IEC 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 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS (1) IEC Communication networks and systems in substations, International Electrotechnical Commission, primeira edição. (2) IEC Hydroelectric power plants Communication for monitoring and control, International Electrotechnical Commission, Ed. 1.0, (3) KUNDUR, P. Power System Stability and Controls, Electric Power Research Institute, Power System Engineering Series, McGraw-Hill, (4) IEC Telecontrol equipment and systems - Part 5-104: Transmission protocols - Network access for IEC 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.

7 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 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 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 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 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 Graduação em Engenharia Elétrica (EFEI 1988)., Foi professor da Escola Técnica Prof. Everardo Passos ETEP de 1989 a 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.