COMISSÃO DE INTEGRAÇÃO ENERGÉTICA REGIONAL IV CIERTEC SEMINÁRIO INTERNACIONAL SOBRE AUTOMAÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA E CENTROS DE CONTROLE Área de Distribuição e Comercialização Identificação do Trabalho: BR-35 São Paulo, Brasil, Setembro de 2002. A EXPERIÊNCIA DA AUTOMAÇÃO DESUBESTAÇÕES NA CPFL-PIRATININGA Tema: 02 - Automação Autores: JOÃO ANTUNES DE SOUZA / AUGUSTO JOSÉ VICENTE Empresa: CPFL COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ RESUMO PALAVRAS-CHAVE Automação Subestações CPFL O trabalho tem como objetivo apresentar, sob a visão das áreas de operação e manutenção, a experiência da CPFL - Companhia Piratininga de Força e Luz na automação das subestações e do Centro de Operação (CO) da região oeste de sua área de concessão, compreendendo 19 subestações transformadoras com capacidade instalada de 1423MVA e 168 alimentadores, além de 9 subestações de banco de capacitores e 1 de chaveamento. A automação das subestações objetivou a redução do tempo de atendimento às ocorrências e agilização do restabelecimento de energia, visando a melhoria da qualidade do fornecimento. A principal característica foi a diversificação de sistemas, com quatro filosofias diferentes de implantação. As empresas envolvidas na implantação foram Alston (CO e algumas subestações), CME e consórcios ABB/ATM, Automat/Ecil e Efacec/CME. O trabalho traz uma descrição básica de cada uma das filosofias adotadas e as ações para que as funcionalidades chegassem ao centro de operação de forma padronizada, de modo que o despachante tivesse o mínimo de dificuldade para operar o sistema. A filosofia básica do sistema prevê o CO com um sistema supervisório com as funcionalidades de telecomando, telemedição e telessupervisão, se comunicando com as subestações através de linha dedicada (linha privativa ou cabo próprio) e um Centro de Análise de Engenharia () ligado às subestações por linha discada, buscando as informações de oscilografia e qualidade de energia. As obras foram totalmente acompanhadas por pessoal de operação e manutenção, buscando sempre DADOS DO AUTOR RESPONSÁVEL Nome: João Antunes de Souza Cargo: Engenheiro Endereço: R. Antônio Rodrigues Claro Sobrinho, 25 Sorocaba SP Telefone: + (55-15) 229-4013 Fax: +(55-15) 229-4104 E-mail: jantunes@piratininga.net efetuar as alterações ou melhorias necessárias durante a implantação. A utilização de filosofias diferentes de implantação da automação gerou inúmeras dificuldades na padronização de procedimentos de operação e manutenção, tendo em vista a diversidade de equipamentos e softwares utilizados. Por outro lado, o conhecimento de algumas soluções existentes no mercado permitirá uma avaliação da melhor alternativa a ser padronizada para outras subestações. O acompanhamento das obras e testes pelo pessoal das áreas de operação e manutenção mostrou-se como meio eficaz para amenizar o impacto que as diferenças poderiam causar na operação do sistema, pois a sua intervenção durante as obras permitiu prever e corrigir muitos problemas que certamente seriam sentidos mais tarde. Outros fatores preponderantes foram: a exigência de padronização das telas do CO e das s (Interfaces Homem-Máquina) das subestações, definição dos critérios de atuação das funcionalidades, comissionamento de todos os pontos e treinamento dos operadores, despachantes e equipe de manutenção do sistema de automação. Pela experiência adquirida, recomendamos que em situações parecidas de contratação de empresas diferentes seja estabelecido claramente o modelo a ser adotado, de modo que as diferenças sejam reduzidas, visando uma padronização de procedimentos de operação e manutenção. 1
1 INTRODUÇÃO A automação das subestações da CPFL - Companhia Piratininga de Força e Luz foi desenvolvida a partir do Sistema de Comando e Controle (SCC), tendo como objetivo dotar as subestações de recursos de telecomando, telessupervisão de alarmes e estado, telessinalização e telemedição a partir do Centro de Operação (CO), tendo em vista a redução do tempo de atendimento às subestações e a agilização do restabelecimento no fornecimento de energia elétrica em situações de emergência, além da implantação de monitoramento de qualidade de energia, oscilografia e interface homem-máquina () para telecomando local. Os antigos alarmes existentes nas subestações emitiam apenas sinais sonoros (contínuos ou intermitentes) aos Postos de Atendimento da Operação quando da ocorrência de algum tipo de problema nas mesmas, sendo que qualquer medida corretiva somente poderia ser adotada após a chegada do operador à subestação. O Centro de Operação Oeste, localizado em Sorocaba, foi o primeiro a contar com o SCC totalmente implantado, atendendo a região Oeste da empresa, que abrange uma área de 22 municípios, 19 subestações transformadoras, com capacidade instalada de 1.423MVA e 168 alimentadores, além de 1 subestação de chaves e 9 subestações de bancos de capacitores. A automação das subestações teve como principal característica a diversificação de sistemas, uma vez que as adequações foram executadas por empresas distintas que, apesar de implantarem as mesmas funcionalidades, utilizaram filosofias diferentes, o que exigiu um acompanhamento constante do pessoal de operação e manutenção durante todas as fases das obras. 2 HISTÓRICO A primeira etapa da automação, concluída em 1997, foi implantada pela empresa Alston, com a instalação de duas centrais do SCC, nos postos de atendimento da operação localizados em Jundiaí e Salto, sendo adequadas parcialmente algumas subestações dessas regiões, porém com recursos de telecomando limitados, e a maioria das subestações integradas apenas com alarmes. Nesta etapa, no CO Oeste foi instalado um console de operação de cada uma destas centrais. A partir de 1999, foi contratada a empresa CME para adequar quatro subestações, visando dotar o CO dos principais recursos de manobra existentes nas subestações e necessários para um telecomando efetivo. Porém, a adequação não foi totalmente implementada e nem preparado o CO para integração das mesmas ao SCC. Em 2000, foram contratados três consórcios de empresas (ABB/ATM, Automat/Ecil e Efacec/CME) para adequar todas as subestações da região Oeste, para integração ao SCC, e a empresa Alston para atualização da base de dados da central e centralização da mesma no CO Oeste. 3 FILOSOFIA BÁSICA A filosofia básica do sistema prevê o CO com um sistema supervisório SCADA, com as funcionalidades de telecomando, telemedição e telessupervisão, se comunicando com as subestações através de linha dedicada, e um Centro de Análise de Engenharia () ligado às subestações por linha discada, buscando as informações de oscilografia e qualidade de energia, conforme mostra a figura 1. 2
SE Linha dedicada Linha discada CO Figura 1 Arquitetura do SCC 4 FUNCIONALIDADES DO SCC Telemedição: tensão, corrente, potências ativa e reativa, temperatura de óleo e de enrolamento de transformadores. Telecomando: disjuntores, tapes dos comutadores, religamento automático dos alimentadores, automatismo de bancos de capacitores, transferência de carga entre transformadores com paralelismo momentâneo. Telessupervisão: alarmes gerais da subestação e estado de tapes, disjuntores, seccionadoras e chaves de bloqueio. ERAC: rejeição por subfrequência e recomposição de carga na média tensão. Qualidade de energia: oscilografia, supervisão da proteção convencional e medições de Sag, Swell e harmônicas. : interface homem-máquina para telecomando local na subestação. 5 PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA Basicamente o sistema supervisório é composto por centrais computacionais instaladas no CO e por Unidades Terminais Remotas (UTRs) que executam o sensoriamento das grandezas elétricas e estado das subestações. As informações coletadas pelas UTRs são enviadas ao CO, que as processam e registram em tempo real, disponibilizando-as para os consoles de operação (), de onde pode ser executado o telecomando das subestações. Os meios de comunicação utilizados para interligar as UTRs com o CO são linhas privativas (LP) da Telefônica ou cabo telefônico próprio, utilizando o protocolo Telegyr. No CO foi instalado um módulo GPS, mantendo a hora padrão na central do SCC e nas UTRs, com a sincronização a cada varredura efetuada pelo sistema. A figura 2 apresenta um diagrama básico do sistema supervisório. Apresentaremos a seguir as características básicas do sistema implantado no CO Oeste e dos sistemas adotados por cada empresa na adequação das subestações. Central do SCC GPS UTR UTR UTR UTR SE 1 SE 2 SE 3 SE n Figura 2 Diagrama básico do sistema supervisório 5.1 CO OESTE ALSTON O sistema do CO foi instalado pela empresa Alston em setembro/2000, a qual efetuou up-grade nos equipamentos adquiridos anteriormente para instalação nos postos de atendimento da operação, e implementou as novas funcionalidades que estavam sendo preparadas nas subestações. O sistema possui uma arquitetura distribuída, com servidores SCADA e processadores de supervisão e controle (PSC) redundantes, 3 estações de trabalho (), 4 front-end de comunicação (FEC) com 50 canais seriais, 2 gateways e 1 estação de gerenciamento de dados (PGD). 3
Distribuição SEs Utiliza uma plataforma aberta com sistemas operacionais OS/2 e Windows NT, protocolos de comunicação TCP/IP, IEC 60.870/5-C101 e Telegyr, sendo este último utilizado na conexão CO-UTR. Além das funções de comando, medição e supervisão, o sistema possui ferramentas de acompanhamento e análise, tais como: gráficos de grandezas elétricas, impressão de hard-copy, filtros de eventos e relatórios O processador de gerenciamento de dados (PGD) é a ferramenta utilizada para elaboração de relatórios de eventos e medições das grandezas elétricas, pois colhe as informações do SCC e permite o tratamento das mesmas em ambiente Windows. FEC 1 FEC 2 FEC 3 FEC 4 GPS Rede Ethernet Dual PSC 1 PSC 2 1 2 3 Gatew ay P GD Figura 3 Arquitetura básica do SCC implantado no CO 5.2 SUBESTAÇÕES ADEQUADAS PELA ALSTON Na primeira fase de implantação do SCC, com a empresa Alston, foram integradas 11 subestações transformadoras, sendo 6 delas com alguns recursos de telecomando (ligar/desligar disjuntor) e as demais somente com alarmes. Foram também integradas 7 subestações de bancos de capacitores, sendo 4 telecomandadas. As 4 subestações de bancos de capacitores com telecomando continuam com o mesmo sistema, além de 4 subestações transformadoras, porém estas últimas foram readequadas com novas funcionalidades. O sistema Alston, cuja arquitetura básica é apresentada na figura 3, consiste do seguinte: UTR Landis & Gyr, com arquitetura centralizada em bastidor, composta por placas de aquisição de dados analógicos (medições) e digitais (sinalizações, alarmes e comandos), e módulo supervisor. Telemedição através de transdutores analógicos instalados nos bays ou painel de interface. Telecomando e supervisão de estado através de relés de interface. Telessupervisão de alarme através do painel de alarmes da estação. BAY Transdutor Relés de interface Interface de (Y2) Alarmes de (H1) Comando e Estado Alarmes Interface de (Y1) UTR Medição Figura 4 Arquitetura básica do sistema de automação da Alston 5.3 SUBESTAÇÕES ADEQUADAS PELA CME A empresa CME foi contratada para adequar 4 subestações transformadoras com novas funcionalidades de telecomando e qualidade de energia, aproveitando-se as UTRs Landis & Gyr instaladas pela Alston anteriormente, das quais 3 já estavam integradas ao SCC. A arquitetura básica é a mesma do sistema implantado pela Alston, com exceção da qualidade de energia e oscilografia, para o que foram instalados 4
medidores digitais nos bays de entrada, secundários de transformadores e alimentadores. Porém, não foram implantadas todas as funcionalidades necessárias para a operação, e algumas das implantadas não apresentaram resultado satisfatório, por problemas de projeto ou instalação. Atualmente, a equipe de manutenção do SCC da CPFL-Piratininga está efetuando a correção das funcionalidades que apresentaram problemas, após a alteração do projeto em conjunto com o pessoal de operação. BAY Transdutor Relés interface de Interface de (Y2) Alarmes de (H1) Comando e Estado Alarmes Interface de (Y1) UTR Medição A telemedição é efetuada por unidades de medição digital UPD-500 instaladas nos bays, interligadas através de duas redes de comunicação, protocolo Modbus, para oscilografia e SCADA, que se comunicam com a Unidade de Aquisição de Dados (UAD). Telecomando e supervisão de estado através de relés de interface e entradas digitais das unidades de medição. Telessupervisão de alarmes através do painel de alarmes da subestação, levados a UCC. Monitoramento da qualidade de energia e oscilografia executados pelas unidades de medição e UAD, que se comunicam com a, e esta com através do protocolo DNP 3.0. A está interligada a UCC, com todos os recursos de medição, comando, supervisão e alarmes, além da programação dos horários para automatismo dos bancos de capacitores. Qualidade de Energia e Oscilografia Medidores Digitais BAY UAD Relés de interface Qualidade de Energia e Oscilografia Medição Figura 5 Arquitetura básica do sistema de automação da CME 5.4 SUBESTAÇÕES ADEQUADAS PELA ABB/ATM O consórcio formado pelas empresas ABB e ATM foi contratado para adequar 7 subestações transformadoras com todas as funcionalidades de telecomando e qualidade de energia e para comando local. Basicamente, o sistema é baseado em uma arquitetura semi-distribuída, que consiste do seguinte: Uma Unidade Central de Controle (UCC) D25 GE/Harrys responsável pelo processamento das informações e comunicação com o CO. de Interface (Y2) de Alarmes (H1) Comando e Estado Alarmes UCC (D25) Figura 6 Arquitetura básica do sistema de automação da ABB/ATM 5.5 SUBESTAÇÕES ADEQUADAS PELA AUTOMAT/ECIL O consórcio formado pelas empresas Automat e ECIL foi contratado para adequar 4 subestações transformadoras e 3 subestações de banco de capacitores, com todas as funcionalidades de telecomando e 5
qualidade de energia e para comando local. Posteriormente, foi contratada a montagem eletromecânica da subestação Ibiúna com a mesma empresa, com a implantação de automação e relés digitais. O sistema possui uma filosofia distribuída, que consiste do seguinte: Uma Unidade Central de Controle (UCC) responsável pelo processamento das informações recebidas das Unidades de Aquisição de Dados (UAD) instaladas próximo aos equipamentos, e comunicação com o CO e. Cada UAD atende normalmente a dois bays e se comunica com a UCC através de fibra óptica. Para telemedição, as grandezas elétricas de corrente e tensão são obtidas através TCs com sensor Hall e transformador abaixador de tensão, instalados na UAD, que são transformados em sinais digitais e enviados a UCC. Telessupervisão de estado efetuado pela UAD, que os envia a UCC. O telecomando é feito através da UAD, onde foram implantados os esquemas funcionais do bay, a qual passa a operar o bay com a chave de seleção na posição remoto, mantendo-se a atuação dos relés convencionais. Os alarmes são supervisionados pelas UADs e UCC. Monitoramento da qualidade de energia e oscilografia são captados e armazenados na UAD e transportados para a UCC, que envia ao. A está interligada a UCC, com todos os recursos de medição, comando, supervisão e alarmes, além da programação dos horários para automatismo dos bancos de capacitores. Na subestação Sorocaba foram substituídos os relés de proteção existentes por digitais, e os comandos e controles manuais dos equipamentos BAY 1 BAY 2 BAY 3 BAY 4 também substituídos por chaves de manobras instaladas junto as UADs. UAD UAD UCC Figura 7 Arquitetura básica do sistema de automação da Automat/Ecil 5.6 SUBESTAÇÕES ADEQUADAS PELA EFACEC/CME O consórcio formado pelas empresas Efacec e CME foi contratado para adequar 3 subestações transformadoras e 3 subestações de banco de capacitores, com todas as funcionalidades de telecomando e qualidade de energia. Basicamente, o sistema possui uma filosofia distribuída, porém com instalação concentrada dos equipamentos, e consiste do seguinte: Uma Unidade Central de Controle (UCC) CLP-500 responsável pelo processamento das informações recebidas de uma Unidade de Aquisição de Dados (UAD) e duas redes RS485, e pela comunicação com o CO e. Para telemedição são utilizados transdutores de medição digital instalados nos bays, enviando as informações para a UCC através de rede RS485, protocolo Modbus. Para telecomando e telessupervisão de estado são utilizados relés auxiliares e contatos dos equipamentos ligados diretamente ao painel com os módulos da UAD. Os alarmes são supervisionados através da multiplicação dos contatos de alarmes convencionais ligados ao painel com os módulos da UAD. 6
Monitoramento da qualidade de energia e oscilografia através de medidores ION7500 nos bays secundário e primário, enviando as informações para a UCC através de rede RS485. Nas subestações de banco de capacitores foram instaladas unidades de proteção e controle digital. Medidor ION7500-1 BAY 1 BAY n Transdutor Digital - 1 Medidor ION7500 - n Rede RS485 de Alarmes UAD Transdutor Digital - n Medição Rede RS485 Comando Estado Alarme Qualidade de energia e oscilografia UCC Figura 8 Arquitetura básica do sistema de automação Efacec/CME 6 CONVIVENDO COM AS DIFERENÇAS O acompanhamento das obras e testes pelo pessoal das áreas de operação e manutenção permitiu amenizar o impacto que as diferenças existentes entre as filosofias adotadas pelas empresas poderia causar na operação do sistema, com algumas ações visando o mínimo de padronização para facilitar a operação das subestações a partir do CO ou da local: Padronização de telas Foi adotada uma padronização mínima das telas das s locais, seguindo o mesmo modelo utilizado no CO, visando facilitar a execução das manobras pelos operadores e despachantes e a troca de informações entres eles quando necessário. Funcionalidades Apesar dos diferentes projetos utilizados na adequação das subestações, foram definidos pelo pessoal de operação os critérios de atuação das funcionalidades, de forma que o resultado final de cada empresa fosse o mesmo e que os procedimentos no CO pudessem ser padronizados, de modo que o despachante tenha o mínimo de dificuldade para manobrar subestações adequadas por diferentes fornecedores. Comissionamento O comissionamento foi certamente o principal recurso utilizado pelo pessoal de operação e manutenção para garantir o funcionamento do sistema com segurança, sendo efetuados testes individuais em todos os equipamentos nas subestações e no CO. Os critérios para a execução dos testes foram iguais para todas as empresas, sendo exigidas as correções das inconformidades encontradas e a execução de novos testes posteriormente. Foi envolvido todo o pessoal de operação (despachantes e operadores) nos testes, visando à máxima interação com o sistema. Treinamento Foram efetuados treinamentos teóricos e de campo, para os operadores e despachantes, na operação das subestações a partir do CO e das próprias subestações, visando o conhecimento das diferenças entre os sistemas e os recursos disponíveis. Também está sendo treinada a equipe de manutenção do sistema, formada por profissionais das áreas de operação, manutenção de subestações, proteção e telecomunicação, o quais também acompanharam e fiscalizaram as obras de adequação das estações e do CO. 7
7 CONCLUSÕES A utilização de filosofias diferentes de implantação da automação gerou inúmeras dificuldades na padronização de procedimentos de operação e manutenção, tendo em vista a diversidade de equipamentos e softwares utilizados. Por outro lado, o conhecimento de diferentes soluções existentes no mercado permitirá uma avaliação da melhor alternativa a ser padronizada para outras subestações no futuro. O acompanhamento das obras e testes pelo pessoal das áreas de operação e manutenção mostrou-se como meio eficaz para amenizar o impacto que as diferenças poderiam causar na operação do sistema, pois a intervenção durante as obras permitiu prever e corrigir muitos problemas que certamente seriam sentidos mais tarde. Pela experiência adquirida, recomendamos que em situações parecidas de contratação de empresas diferentes seja estabelecido claramente o modelo a ser adotado, de modo que as diferenças sejam reduzidas, visando o menor impacto na operação do sistema e padronização dos procedimentos de operação e manutenção. 8