Anais do XIX Congresso Brasileiro de Automática, CBA 2012.

Anais do XIX Congresso Brasileiro de Automática, CBA 2012. MONITORAMENTO DE UMA SUBESTAÇÃO SUBTERRÂNEA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA UTILIZANDO UMA REDE DE SENSORES INTELIGENTES HÍBRIDA E PLC (POWER LINE COMMUNICATION) JULIAN C. GIACOMINI, RAFAEL WUTTIG, MAURÍCIO DE CAMPOS, PAULO S. SAUSEN Grupo de Automação Industrial e Controle, Departamento de Ciências Exatas e Engenharias, Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul - UNIJUÍ Rua do Comércio, 3000, Bairro Universitário Ijuí/RS CEP: 98700-000 E-mails: julian.c.giacomini@gmail.com, r.wuttig@gmail.com, campos@unijui.edu.br, sausen@unijui.edu.br FABIANO SALVADORI Departamento de Engenharia Elétrica, Universidade Federal da Paraíba - UFPB Campus Universitário I, Bairro Universitário João Pessoa/PB CEP 58051-900 E-mail: salvadori.fabiano@gmail.com RENÊ R. EMMEL JR. Departamento de Obras de Redes Subterrâneas, Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica CEEE-D Av. Joaquim Porto Vilanova, 201 Porto Alegre/RS CEP: 91410-400 E-mail: reneej@ceee.com.br Abstract The Smart Sensor Networks (SSN) not only collect data, but also perform local processing, and may even operate in system, and subsequently, if necessary carry out the transmission. However, in some cases hybrid networks systems, that combine wireless with wired structures, may be more appropriate. The objective of this work is to develop a system integrating a set of smart sensors and communication systems for use in an underground distribution power substation. The substation chosen belongs to the network grid system in the city of Porto Alegre in Brazil. Among the challenges of this work, to establish the communication system installed inside the substation with the outside world, is without doubt the most complex. And the reason there are no commercial solutions for this problem. This paper presents the development of a sensor network combined with a hybrid smart system and with a PLC (Power Line Communication). This system allows real time monitoring of the substation without the need to make any significant changes. Keywords Smart Sensors Network, Monitoring, Underground Power Substation, Hybrid Networks Systems, Network Grid System. Resumo As chamadas redes de sensores inteligentes não somente coletam dados, mas também desempenham processamento local, podendo inclusive atuar no sistema e, posteriormente, quando necessário realizam a sua transmissão. Entretanto, em alguns casos, redes híbridas, que combinam sistemas sem fio com estruturas cabeadas, podem ser mais adequadas. O objetivo deste trabalho é o desenvolvimento de um sistema que integra um conjunto de sensores inteligentes e sistemas de comunicação. Este sistema está aplicado em uma subestação de distribuição de energia elétrica subterrânea localizada na cidade de Porto Alegre no Brasil, e pertence ao sistema network. O principal desafio deste trabalho é o de estabelecer a comunicação do sistema instalado no interior da subestação com o exterior, ainda motivo pelo qual não existem soluções comerciais para este problema. Este trabalho apresenta o desenvolvimento de uma rede de sensores inteligentes híbrida combinada com um sistema PLC (Power Line Communication), o qual permite o monitoramento em tempo real da subestação sem a necessidade de se efetuar nenhuma alteração significativa na mesma. Palavras-chave Redes de Sensores Inteligentes, Monitoramento, Subestação Subterrânea de Energia, Redes Híbridas, Sistema Reticulado. 1 Introdução A necessidade de instrumentação de processos, aliadas aos avanços na comunicação sem fio e na eletrônica, permitiram a concepção das redes de sensores sem fio (RSSF) (Sausen, 2007). A tecnologia aplicada a estes sensores, processamento e redes de comunicação, permitiu ainda a evolução destes sistemas, que passaram a ser denominados de redes de sensores inteligentes. Os sensores não somente coletam dados, mas também desempenham processamento local, podendo atuar no sistema e, posteriormente, quando necessário realizar a transmissão de dados. Estas redes de sensores inteligentes permitem um acompanhamento mais efetivo do sistema, e a detecção de falhas, melhorando assim sua confiabilidade e manutenção (Salvadori, 2009). Entre os desafios da concepção, desenvolvimento e instalação das redes de sensores inteligentes, podem-se destacar ambientes aonde as interferências eletromagnéticas reduzem o seu desempenho, po- 1755

dendo ainda torná-la inoperante (Salvadori, 2007). Nestes casos, redes híbridas que combinam sistemas sem fio com estruturas cabeadas podem ser mais adequadas (Sharma, 2008). Estas estruturas híbridas permitem ainda um melhor gerenciamento de energia destas redes, uma vez que, em alguns casos, o nó sensor pode ser instalado em locais de difícil ou nenhum acesso. Assim, a conexão física pode ainda ser utilizada como redundância do sistema de comunicação. O objetivo deste trabalho é o desenvolvimento de um sistema integrando um conjunto de sensores inteligentes e sistemas de comunicação, para aplicação em uma subestação de distribuição de energia elétrica subterrânea. A subestação de distribuição de energia elétrica subterrânea escolhida pertence ao sistema network (reticulado) localizada na cidade de Porto Alegre no Brasil. A profundidade desta subestação varia de 4 a 5 metros, sob camadas de asfalto e concreto. Portanto, outro desafio deste trabalho foi estabelecer a comunicação do sistema instalado no interior da subestação com o exterior, uma vez que isto não é possível através de sistemas de rádio e não estão disponíveis meios físicos instalados para este fim. 2 Sistema de Distribuição Subterrâneo Network As redes de distribuição subterrâneas representam uma alternativa vantajosa para aplicações em sistemas de distribuição em grandes centros urbanos, os quais são caracterizados por possuírem grandes concentrações de carga e necessitam de elevados níveis de qualidade, continuidade e confiabilidade do abastecimento de eletricidade. Existem duas formas mais comuns de conexão de sistemas de distribuição subterrânea, o sistema radial ou o sistema network. O sistema network, também conhecido como sistema reticulado, é um sistema de distribuição em baixa tensão, possuindo um conjunto de transformadores cujos secundários são ligados em paralelo, suprindo a carga. Essa topologia permite que o fornecimento de eletricidade se mantenha mesmo que um ou mais transformadores saiam de serviço, desde que a potência total dos transformadores remanescentes seja igual ou superior à demanda drenada pelas cargas, além disso, permite a melhoria da característica de tensão secundária (Gouvêa, et al. 2005). O sistema reticulado é instalado na região central de Porto Alegre, sendo alimentado com tensões primárias de 13,8kV e tensões secundárias de 127/220V. É composto por transformadores de 500kVA, submersíveis, alojados em câmaras subterrâneas sobre o leito das ruas. Os maiores riscos neste tipo de sistema são as inundações, superaquecimento, falha no sistema de proteção, roubos e alterações na pressão do sistema de proteção. Na Figura 1 podem ser observadas as grandezas monitoradas pelo sistema. As grandezas analógicas monitoradas são a corrente no primário, a tensão e a corrente no secundário e a temperatura da carcaça do transformador, além da temperatura ambiente. As demais grandezas são do tipo digital, como por exemplo, o estado (ligado ou desligado) das bombas, ventiladores e indicativos luminosos do transformador. O sistema deve também ser apto a monitorar o alagamento da subestação e a entrada de intrusos. Figura 1. Grandezas monitoradas pelo sistema. 3 Arquitetura do Sistema de Monitoramento Desenvolvido O sistema desenvolvido (Figura 2) tem como base o conceito de sensores inteligentes. Os Módulos Sensores Inteligentes (MSI s) podem realizar a leitura de até quatro grandezas, sendo duas analógicas e duas digitais, comunicando-se através de uma rede sem fio e/ou uma rede física. Um segundo módulo desenvolvido foi utilizado para a aquisição das grandezas com dinâmicas rápidas e necessidade de leitura de mais de quatro grandezas como, por exemplo, as tensões e correntes do secundário do transformador. Este dispositivo é chamado de Unidade Remota de Aquisição de Dados (URAD). Os dados monitorados nestes dois sistemas são concentrados em um Gateway. (b) URAD LINK (PLC) RS232 LINK REMOTO SUBSISTEMA DE AQUISIÇÃO DE DADOS MSI 1 GPRS MSI 2 Barramento CAN GATEWAY GPRS MSI 3 MSI n SISTEMA DE CONTROLE (a) CONTROLE SUPERVISÓRIO Figura 2. Sistema de monitoramento completo. (c) 1756

O Gateway estabelece a comunicação com o exterior. Como já foi afirmado, não é possível realizar esta comunicação através de um link de rádio ou de uma estrutura cabeada convencional, uma vez que as características da subestação não permitem a implantação destes sistemas. Assim, foi utilizado um sistema PLC, permitindo a extração dos dados daquele ambiente. Já na área externa, os dados são transmitidos por um sistema GPRS/3G, para um servidor. O sistema de monitoramento apresenta essencialmente os seguintes subsistemas (Figura 2): a) Subsistema de aquisição de dados; b) Link remoto; e c) Subsistema de controle. 3.1 Modulo Sensor Inteligente - MSI s Os MSI s são dispositivos capazes de realizar funções de sensoriamento, processamento e transmissão/recebimento de dados. Sua arquitetura (Figura 3) consiste de um subsistema de energia, um subsistema de sensores e um subsistema de comunicação. SUBSISTEMA DE ENERGIA SUBSISTEMA SENSORES SUBSISTEMA DE COMUNICAÇÃO dispositivo de comunicação por rádio frequência foi utilizado o módulo TRF-24G, o qual emprega o transceiver nrf2401a. Este dispositivo efetua a modulação GFSK (Gaussian Frequency Shift Keying) na transmissão dos dados a uma taxa de no máximo 1Mbps. Possui antena integrada e a potência de transmissão pode ser configurada na faixa de -20 a 0dBm, possibilitando um alcance de 250 metros (sem obstáculos). O barramento físico atende a norma ISO11898-2, padrão internacional destinada à comunicação CAN (Richards, 2002, Esro, 2009). Ela especifica padrões referentes à camada física do protocolo CAN, sendo um deles a utilização de um dispositivo transceptor que faça a interface entre o nó sensor e o barramento CAN, fazendo com que certas condições elétricas previstas na norma sejam atendidas. Dentre estas condições destacam-se a proteção contra curtos-circuitos, níveis de tensão, entre outras. Portanto, os MSI s foram conectados ao barramento CAN através do transceptor MCP2551, fabricado pela Microchip Technology. Um protótipo do MSI foi desenvolvido (Figura 4) para validação experimental. BATERIA CONVERSOR BARRAMENTO CAN SENSORES 10 Bit AD PIC18F 2580 TRF-24G MCP 2551 CAN Figura 3. Arquitetura do MSI. O subsistema de sensores e o subsistema de comunicação são gerenciados por um microcontrolador PIC18F2580. Este foi escolhido devido às exigências de projeto e também pelo mesmo possuir integrado o hardware dedicado à comunicação CAN (Controller Area Network). Além disso, agrega suporte a vários periféricos, como por exemplo, conversor analógicodigital (A/D) de 10 bits, quatro temporizadores, interface serial USART (Universal Synchronous Asynchronous Receiver Transmitter), entre outros. O subsistema de energia é responsável por manter alimentado o MSI, sendo a fonte primária de energia advinda do barramento CAN e/ou do conjunto de baterias. Quando necessário, o barramento CAN também alimenta o sistema de recarga das baterias. Este sistema é composto uma bateria com capacidade de 900mAh e 7,2V. O MSI é dotado de quatro entradas de sensoriamento, sendo duas digitais e duas analógicas. As entradas analógicas são pré-condicionadas a receber sinais na faixa de 0 a 5V ou de 4 a 20mA, dependendo da característica do sensor conectado. Caso o sensor conectado ao MSI necessite de alimentação, esta é disponibilizada juntamente com o conector de sinal. O MSI utiliza o subsistema de comunicação para enviar/receber dados de duas maneiras distintas: via rede sem fio ou via rede física. A rede física é essencialmente destinada à redundância, sendo a rede sem fio o meio principal de troca de informações. Como Figura 4. Módulo Sensor Inteligente - MSI. Cada MSI possui um endereço, atribuído pelo Gateway no momento da instalação da rede, organizando-se de forma autônoma (plug and play). 3.2 Unidade Remota de Aquisição de Dados - URAD A URAD (ver Figuras 5 e 6) é uma unidade de aquisição estática, projetada inicialmente para aquisição de três tensões e três correntes da subestação de energia. SUBSISTEMA ENERGIA Fonte de Alimentação SUBSISTEMA SENSORES Sensor de Tensão Sensor de Corrente 12 bits ADC Entradas Digitais SUBSISTEMA COMUNICAÇÃO DSP TMS320F2812 Saídas Digitais TRW 24G CAN RS232 ou RS485 Figura 5. Diagrama da Unidade Remota de Aquisição de Dados - URAD. 1757

A URAD pode se comunicar com o Servidor Remoto (SR) via RS 232, RS 485, CAN ou via rádio. No caso da utilização da RS 485, rádio ou CAN, é possível a conexão de múltiplas URAD s para cada Link Remoto. É controlada através de um Processador Digital de Sinal (DSP), modelo TMS320F2812. O conversor A/D é de 12 bits e foi programado para fazer aquisição de 240 amostras por ciclo. A Figura 5 apresenta o diagrama de blocos da URAD. para transferir dados analógicos e discretos entre dispositivos microprocessados com detecção e informação de erros de transmissão. O protocolo MODBUS se localiza no 7º nível do Modelo de Referência OSI (Open Systems Interconnection), que correspondente à camada de aplicação que provê comunicação do tipo cliente/servidor entre dispositivos conectados a diferentes tipos de barramentos ou topologias de rede (MODBUS.ORG, 2002). O MODBUS também permite uma fácil integração com sistemas SCADA, apesar destes não serem o foco principal deste trabalho. O gerenciamento e endereçamento dos MSI s são realizados pelo Gateway, que por sua vez, atualiza e verifica constantemente a presença de novos MSI s que por ventura forem conectados ao barramento. Figura 6. Unidade Remota de Aquisição de Dados URAD. A URAD neste projeto é conectada via barramento CAN para comunicação com o Servidor Remoto, mas também possui um módulo de comunicação por RF (modelo TRF-24G) utilizado para realizar a comunicação com os dispositivos MSI e Gateway. 3.3 Gateway Foi desenvolvido ainda um Gateway que é responsável por interconectar o conjunto de sensores (MSI s + URAD) e o sistema de transmissão PLC. A diferença essencial do Gateway para o próprio MSI é que existe adicionalmente uma porta de comunicação serial RS232 utilizada para realizar a interconexão com o PLC. O aspecto físico do Gateway é demonstrado na Figura 7. Figura 7. Gateway desenvolvido. A troca de informações entre o Gateway e os MSI s se faz em cima do protocolo de comunicação MODBUS. Este protocolo caracteriza-se essencialmente por ser do tipo mestre-escravo. Define uma estrutura de mensagens de comunicação utilizadas 3.4 Modem PLC O sistema PLC foi instalado na área do Centro de Porto Alegre, no cabeamento de baixa tensão da rede subterrânea. Consiste de um par transmissor/receptor PLC, desenvolvido a partir de um MODEM PLC PL-3120 de fabricação da ECHELON. Conectado ao MODEM PL-3120 há um microcontrolador cujas funções são: Transmissor/Receptor PLC instalado no transformador; Coleta dos dados de temperatura ambiente e da carcaça do transformador; Geração de pacote de dados para envio ao MODEM PL-3120 através de interface serial (UART); Gerenciamento de mensagens de controle, enviadas através da rede elétrica, entregues pelo MODEM PL-3120. Transmissor/Receptor PLC instalado na área externa: Recebimento dos pacotes de dados, enviados através da rede elétrica, entregues pelo MODEM PL-3120; Verificação de validade dos dados recebidos; Configuração do MODEM GSM/GPRS; Geração de pacote de dados para envio ao MODEM GSM/GPRS através de interface serial UART; Gerenciamento de mensagens de controle, enviadas através da rede celular, entregues pelo MODEM GSM/GPRS. O MODEM PLC PL-3120 incorpora um processador NEURON, 4 kbytes de memória de aplicação e 2 kbytes de RAM. O processador NEURON executa as rotinas do protocolo interconexão dos nós de uma rede PLC, ISI Interoperable Self Installation, bem como os protocolos de comunicação, com opção de 1758

ativar ou não o protocolo CENELEC. Todos esses protocolos são proprietários e vêm gravados em memória ROM no dispositivo. Na Figura 8 é apresentado um diagrama de blocos com as partes constituintes de um nó PLC baseado no PL-3120. Aplicação Principal Núcleo Neuron PL 3120 38 TSSOP Núcleo Transceptor PLC DSP A/D Circuitos de Interface Discreta Rx Circuito de Acoplamento Na Figura 10 é apresentada uma análise de resposta em frequência do amplificador de saída do transceptor PLC. Percebe-se uma resposta praticamente plana na faixa de frequência de 1kHz a 20kHz. Na faixa de frequência correspondente a banda A da NORMA CENELEC, observa-se um pico na curva de ganho do amplificador, cujo máximo ocorre na frequência de 100kHz, caindo abruptamente após esta frequência. D/A Tx Fonte de Potência Figura 8. Nó PLC baseado no PL-3120. O MODEM PL-3120 pode operar nas bandas A e C definidas na NORMA CENELEC, as quais são selecionadas a partir do cristal utilizado para acionar o MODEM. A seleção da banda CENELEC também define a taxa de transmissão de dados na rede elétrica. Ao selecionar a banda A, a comunicação ocorrerá a uma taxa de 3,6 kbps. Conforme apresentado no diagrama de blocos da Figura 8, observa-se a necessidade de integração de uma interface entre o PL-3120 e o circuito que faz o acoplamento da portadora modulada à rede elétrica. O circuito de interface é composto principalmente por um amplificador que pode aplicar à rede elétrica um sinal, em uma das frequências portadoras de operação do PL-3120, com até 1A de pico-a-pico. Na Figura 9 é apresentado o diagrama elétrico do amplificador de saída, que constitui parte do circuito de interface. Trata-se de um circuito discreto a transistor, em uma configuração PUSH-PULL modificada. Figura 10. Resposta em frequência do amplificador TX. 4 Resultados Obtidos O sistema testado foi instalado no sistema network/reticulado da CEEE-D (Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica) na região metropolitana de Porto Alegre. O sistema de monitoramento (MSI s e URAD) foi instalado no reticulado nordeste (RNE), na caixa transformadora T-103-7A (código CEEE-D), o qual possui o alimentador 2RNE como supridor de energia. O Gateway desenvolvido gerencia o recebimento dos dados do sistema e é conectado ao transmissor de sinal PLC, na saída de baixa tensão do transformador. A distância aproximada entre este transmissor e o receptor é cerca de 250 metros, uma vez que não existe um caminho direto entre eles. Figura 11. Localização do transmissor e receptor de sinal PLC. Figura 9. Amplificador TX. Em função da robustez proporcionada pela adoção da estrutura híbrida para os MSI s e a URAD, não ocorreram perdas de pacotes na comunicação entre eles, uma vez que os dados mais críticos como tensão e corrente, trafegam pelo sistema CAN quando não são recebidos de forma apropriada pelos transceivers. O sistema de bateria dos nós sensores funciona como backup nos casos onde a redundância acontece. Nestes casos, a pior condição possível ocorre quando o nó sensor fica continuamente processando e transmitindo dados, onde sua corrente drenada chega a 1759

57mA de pico. Assim, foi testado um conjunto de baterias em condições de extremo uso, para que pudesse ser avaliado a sua durabilidade. Na Figura 12 são apresentados os resultados obtidos no processo de descarga. O intervalo entre cada amostra é de 1 segundo. 8.2 8 30/03/2012 31/03/2012 04/04/2012 Tensão (Volts) 7.8 7.6 7.4 Figura 15. Visualizador do sistema supervisório em tempo real para Android. 7.2 7 5 Considerações Finais 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 Amostras Figura 12. Teste realizado com o sistema de Backup para o caso mais crítico. Após a coleta pelos dados no servidor, os mesmos podem ser visualizados em tempo real em um sistema Web, e ainda em sistemas Android e IOS, conforme pode ser observado nas Figuras 13, 14 e 15. Este artigo apresentou um sistema de monitoramento desenvolvido para monitorar uma subestação subterrânea de distribuição de energia. Os avanços nos sistemas eletrônicos de comunicação e processamento, além do alto grau de integração presente, permitiu o desenvolvimento de um sistema de alto desempenho para estas aplicações. Entre os desafios desta aplicação, pode-se destacar a comunicação entre o interior da subestação monitorada e o meio externo. Ainda, considerando-se a dificuldade de acesso a este sistema, determinou a utilização de um sistema híbrido eliminando a necessidade de manutenção regular das baterias. O sistema ainda permite a sua aplicação em sistemas inteligentes e principalmente em aplicações de detecção de faltas no sistema subterrâneo reticulado. Um estudo mais detalhado do desempenho destes sensores será apresentado na versão final deste artigo. Figura 13. Visualizador do sistema em tempo real de monitoramento para Web. Agradecimentos Os autores agradecem o apoio da Companhia estadual de Distribuição de Energia Elétrica CEEE-D, ao programa de Pesquisa e Desenvovimento da ANEEL, a UNIJUÍ, UFPB e a UFCG. Referências Bibliográficas Figura 14. Visualizador do sistema supervisório em tempo real para IOS (IPAD). Esro, M.; Basari, A. A.; Kumar, S.; Sadhiqin, A. and Syariff, Z. (2009). Controller Area Network (CAN) Application in Security System. World Academy of Science, Engineering and Technology. GOUVÊA, Marcos Roberto, Erminio Cesar BELVEDERE, J. J OLIVEIRA, P. E MASCIGRANDE, e A. P e COSTA, R.F BRUNHETORO. Desenvolvimento de Padrões para Redes Subterrâneas Híbridas. 2005. <http://www.aneel.gov.br/biblioteca/downloads/ 1760

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