A constituição de novas operadoras e subestações de energia elétrica é um mercado que vem despertando interesse de investidores e crescendo desde o final do século XIX. Estas subestações foram incorporando tecnologias e sua automação passou a operar em níveis de monitoramento e controle de grandezas físicas envolvidas no processo de geração, distribuição e transmissão de energia (correntes, tensões, potências reativas a ativas, posições fechada/aberta de seccionadores, além de disjuntores) (O SETOR ELÉTRICO, 2010).
Nestas subestações são encontradas várias gerações de equipamentos e tecnologias, na maioria das vezes, de fornecedores diferentes. Cada geração de tecnologia resolve suas necessidades e acaba sendo incorporada às instalações. Por sua vez, estas tecnologias (inseridas em equipamentos de monitoramento e controle) precisam conversar entre si e necessitam de protocolos de comunicação.
No entanto, as linguagens distintas entre os equipamentos e suas tecnologias encarecem os projetos de novas subestações e, principalmente, em projetos de ampliações, pois a grande maioria dos equipamentos (que, em geral, é composta por fabricantes diferentes) não consegue operar entre si (o que na literatura é conhecido
como carência de interoperabilidade). A Figura 2.1 ilustra um sistema de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
FIGURA 2.1 – SISTEMA DE GERAÇÃO, TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA Fonte: o autor
Foi então como elemento deste panorama que surgiu a norma IEC 61850, que propõe um conjunto de regras planejadas como arquitetura de comunicação única entre os conjuntos de dispositivos, dentro de uma subestação. Embora a norma IEC 61850 ainda esteja em desenvolvimento, ela tem despertado o interesse de institutos de pesquisa, concessionárias de energia e, principalmente, de fabricantes de equipamentos que almejam solucionar os problemas de comunicação entre equipamentos de diferentes gerações e a interoperabilidade na troca de informações entre equipamentos de diferentes fabricantes.
Para Silva (2005) a normatização IEC 61850 proporciona um alto grau de padronização, modularidade, interoperabilidade, portabilidade, escalabilidade e alto desempenho em sistemas geradores.
Sidhu et al. (2008) e Mohagheghi et al. (2011), relatam que o sucesso em um Sistema de Automação em Subestações está fundamentado na comunicação eficaz entre os sistemas de controle, proteção e entre os operadores nos centros de controle. Por sua vez, o grande desafio para os engenheiros de projetos é proporcionar a interoperabilidade entre os dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs) de diferentes fabricantes.
Existe também o desejo da intercambiabilidade, que é a possibilidade de se trocar um IED de um fabricante por outro, mas com funcionalidade equivalente, sem que exista a necessidade de ajustes em outros componentes do sistema (JUNIOR, 2006). Contudo, até pouco tempo, a maioria dos fabricantes utilizava para seus dispositivos os seus próprios protocolos de comunicação, o que necessitava de altos investimentos com conversores de protocolos proprietários.
Segundo Petenel e Panazio (2012) apud Sidhu (2010), Pereira (2007) e Junior (2006), o padrão IEC 61850 foi concebido com foco na comunicação entre sistemas de subestações e redes, integrando dispositivos tais como transformadores e dispositivos eletrônicos inteligentes (Intelligent Electronical Devices - IEDs), e os sistemas de supervisão e controle de dados.
Os IEDs (dispositivos multifuncionais de controle, proteção, medição e monitoramento de sistemas elétricos) modernos têm sido utilizados com grande frequência em subestações de energia elétrica, pois, em geral, contribuem para a redução de custos com implementação e manutenção (dado principalmente à pouca utilização de cabos), têm excelente eficiência na troca de informações, possuem grande confiabilidade e permitem a sincronização de grande parte de seus dispositivos (BRAND et al., 2004, PEREIRA e SANTOS, 2007).
A Figura 2.2 ilustra uma sala de controle situada na Usina Termelétrica a Gás de Araucária, no Paraná (UEG-Araucária), e a Figura 2.3 ilustra um transformador principal dessa Usina.
FIGURA 2.2 – SALA DE CONTROLE – USINA TERMELÉTRICA DE ARAUCÁRIA Fonte: o autor
FIGURA 2.3 – TRANSFORMADOR PRINCIPAL – USINA TERMELÉTRICA DE ARAUCÁRIA Fonte: o autor
A implementação da norma IEC 61850 proporciona uma forma amigável de como equipamentos devem ser gerenciados, garantindo consistência de transmissão de dados independente do modelo ou do fabricante desses equipamentos. Tal sistema normatiza como uma grande quantidade de dados deve ser distribuída (modelados e transportados) para diferentes aplicações (MOHAGHEGHI et al. 2011).
Segundo Chavez et al. (2015), o fato dos equipamentos se reconfigurarem automaticamente após sua instalação, elimina horas de trabalho de operadores e engenheiros. O resultado é a minimização de tempo de implantação, redução nos custos e a diminuição de erros nos testes de validação. A Figura 2.4 ilustra um transformador auxiliar e seu dispositivo eletrônico inteligente.
FIGURA 2.4 – TRANSFORMADOR AUXILIAR E IED – USINA TERMELÉTRICA DE ARAUCÁRIA Fonte: o autor
Para Brand et al. (2004) e Junior (2006), uma vantagem na utilização do padrão IEC 61850 está na redução de custos durante o desenvolvimento de projetos de sistemas de proteção e também durante sua instalação. Essa redução se dá entre outros fatores, pela comunicação do tipo Ethernet, utilizada como padrão, reduzindo a necessidade de cabeamento físico e permitindo que a criação de metodologias de automação e controle sejam mais simples de se implementar em dispositivos eletrônicos inteligentes.
A Figura 2.5 ilustra um projeto de instalação convencional (esquerda) e um projeto de instalação operando com rede de comunicação Ethernet (direita) através de mensagens GOOSE. Segundo Paulino (2007), é fundamental uma definição das comunicações para a correta compreensão das mensagens recebidas e emitidas pelos IEDs. Essas funções de comunicação são realizadas pela IEC 61850, que define o mapeamento particular do modelo de valores medidos/amostrados (sinais analógicos convertidos em informação para a rede de comunicação) e os modelos de mensagens GOOSE.
FIGURA 2.5 – COMUNICAÇÃO ENTRES IEDS ATRAVÉS DE FIAÇÃO RÍGIDA E ATRAVÉS DE MENSAGENS GOOSE
Fonte: o autor
A utilização da comunicação Ethernet promove também uma facilidade na adição de novas arquiteturas ao sistema e a interoperabilidade dos dispositivos de diferentes fabricantes. Junior (2006) e Dominicis et al. (2011) salientam que o acelerado desenvolvimento de tecnologias tanto de “hardware” quanto de “software”, como, por exemplo, novos IEDs e novos algoritmos avançados para as aplicações,
tem tornado possível a troca de informações entre os centros de controle de uma concessionária e os sistemas de automação de subestações.
Entretanto, apesar dos avanços significativos em controle, monitoramento e o aumento na frequência da utilização da normatização IEC 61850, ela ainda possui lacunas para o modelamento de dispositivos (como por exemplo, em buchas de um transformador de potência, que ainda não possuem em seus nós lógicos modelados dentro da IEC 61850, variantes de suas funções). Segundo Lopes et al. (2012), um complemento da normatização IEC 61850 está em desenvolvimento (chamado de IEC 61850 90-3) e a grande parte deste trabalho está voltada para a definição e estudo de novos nós lógicos para a normatização.
Esse modelamento e monitoramento, principalmente em tempo real, de equipamentos apresentam vantagens como, por exemplo, a redução de intervenções desnecessárias com manutenção de equipamentos, aumento da segurança de operadores, redução nos custos com controle e prolongamento da vida útil de ativos. Para Silva (2005), ao final da vida projetada para os equipamentos, poderá existir ainda uma sobrevida residual, que tende a chegar facilmente aos vinte anos, o que pode causar impactos em cálculos de tarifas e investimentos no setor energético.