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Capítulo 2

Estado da Arte

2.1 - Controlo de Produção

2.1.1 Introdução

Hoje em dia mais de 40% do abastecimento de energia é feito através de combustíveis

fósseis contribuindo, em grande escala, para as emissões de CO2 [3]. Este facto aliado à

crescente procura de energia tem levado a mudanças na indústria eléctrica sendo necessário

implementar novas soluções. Desta forma, a produção deve ser aumentada mas

simultaneamente o contributo de as emissões de gases de estufa devem ser reduzidos.

Nos dias que correm, o modo de produção, transporte e consumo de energia eléctrica não

é totalmente eficiente. Este facto leva a perdas na ordem dos 80% desde a fonte primária de

energia até à carga consumidora [3].

Assim, é actualmente necessário pensar em novas fontes de energias “limpas”, ou seja,

energias obtidas a partir de fontes naturais, consideradas inesgotáveis e que não contribuem

activamente para a emissão de gases poluentes. Embora o investimento na produção de

energia a partir de fontes renováveis seja significativo, a sua contribuição no sistema

eléctrico é ainda relativamente pequena. Este tipo de energia, especialmente as de origem

variável (solar e eólicas), impõem desafios adicionais como é o caso do factor disponibilidade.

Assim, estes sistemas vêem sublinhar a necessidade de armazenamento de energia bem como

de sistemas de supervisão e controlo que coordenem as diferentes fontes produtoras de

energia com as variações do consumo. Desta forma, perante o objectivo de integrar a

produção de energia de fontes renováveis e, simultaneamente, aumentar a eficiência da

cadeia energética, o sistema eléctrico terá de ser repensado. Modificações na estrutura e

operabilidade deste sistema devem ser implementadas.

A reformulação de todo o conceito, estrutura e funcionamento do sistema eléctrico leva,

portanto, a uma nova arquitectura de toda a cadeia eléctrica. Nasce assim o conceito de

smart grid ou, em português, redes inteligentes.

9

2.1.2 Smart Grid

O conceito do futuro sistema eléctrico é relativamente recente pelo que, o termo smart

grid pode assumir diferentes definições consoante o local do mundo onde se encontre. De

acordo com o relatório da Comissão Europeia [6], uma smart grid é caracterizada da seguinte

forma:

· Flexível: Deve atender às necessidades dos clientes, respondendo às mudanças e

desafios que se avizinham.

· Acesso: Deve ser possível a ligação à rede de todos os utilizadores. Em particular,

a smart grid deve ser acessível a fontes de energia renováveis e a fontes locais de

produção de elevada eficiência com baixas ou nulas emissões de carbono.

· Confiável: A qualidade da oferta na rede deve ser assegurada bem como a sua

segurança. Deve ainda ser coerente com as exigências da era digital e resistente a

riscos e incertezas.

· Económica: O valor económico é garantido através da inovação, gestão de energia

eficiente e um tratamento equitativo em termos de concorrência e regulação.

A electricidade é a forma mais versátil e amplamente utilizada de energia no mundo. O

nível de consumo de energia eléctrica, confiabilidade e qualidade está intimamente ligado ao

nível de desenvolvimento económico de um país ou região. Estas razões levam a que a

sociedade actual seja cada vez mais exigente nas suas necessidades energéticas. A smart grid

deve, desta forma, ser projectada no sentido de dar resposta a estas exigências. Podem-se

destacar quatro exigências principais: capacidade, confiabilidade, eficiência e

sustentabilidade.

Quanto à capacidade, é espectável que o consumo energético aumente substancialmente

(Figura 2). Segundo as previsões da Agência Internacional de Energia, procura mundial de

energia eléctrica está a crescer duas vezes mais rápido que a procura por energia primária.

Será, ainda, igualmente necessário instalar a cada semana 1 GW de potência e as respectivas

infra-estruturas na rede nos próximos vinte anos [2]. As smart grids deverão portanto lidar

com este aumento de capacidade da forma mais económica possível.

No que se refere à confiabilidade, o aumento da capacidade vai levar a um aumento de

transporte de energia e, quanto maior a quantidade de energia transportada, mais próximo

Figura 2 - Previsão do consumo de electricidade mundial [2]

10

da instabilidade ficará o sistema. Nos dias que correm é inconcebível que possam existir

interrupções de abastecimento de energia (blackouts) ou perturbações na rede eléctrica.

A confiabilidade da rede, ou seja, a capacidade da rede operar normalmente sem

instabilidades, sempre foi uma prioridade dos engenheiros. Estas perturbações têm impactos

económicos significativos. Um estudo recente realizado nos Estados Unidos da América

comprovou que as perturbações no sistema eléctrico levam a prejuízos na ordem dos oitenta

biliões de dólares [7].

O novo conceito de sistema eléctrico de energia será tanto mais vantajoso se for possível

reduzir as instabilidades e, consequentemente, ser mais fiável que o conhecido actualmente.

Um sistema com maior confiabilidade para além de ser economicamente mais rentável, leva a

que se reduzam as emissões de gases poluentes uma vez que, diminuindo as perdas, a

produção de energia eléctrica será menor para uma mesma potencia consumida.

Outra das principais exigências da smart grid é uma maior eficiência. Todos os anos são

investidos cerca de $119 biliões de dólares em energias renováveis em todo o mundo mas

apenas $1.8 biliões no melhoramento da eficiência energética [8]. A relutância no

investimento para uma maior eficiência energética é surpreendente. Este tipo de

investimentos é, geralmente, recuperado em menos de dois anos e é feito através da

diminuição dos custos de energia. Noutro tipo de circunstâncias, este retorno rápido seria do

maior interesse das diversas empresas mas, a falta de conhecimento faz com que

investimentos nesta área sejam deixados para segundo plano. A falta de conhecimento

relativamente a equipamentos energeticamente eficientes agravado pela grande variedade de

opções disponíveis no mercado é o grande desafio que se coloca.

A Figura 3 demonstra claramente que é possível reduzir as perdas em cerca de 30% ao

longo do sistema eléctrico caso se invista na eficiência deste mesmo sistema.

No que respeita à sustentabilidade, como já foi referido a redução de emissões de gases

de efeito de estufa é um objectivo a alcançar com o novo conceito de sistema eléctrico. A

produção de energia através de fontes como o vento, o sol e a água são sem dúvida um modo

eficaz de evitar a emissão de gases poluentes. A produção deste tipo de energia é um

objectivo, mas existe outro igualmente importante que deve ser atingido: a ligação deste tipo

de energias à rede eléctrica. Este desafio colocasse devido à instabilidade de produção deste

tipo energias. A não linearidade de produção de energia através de geradores eólicos, devido

Figura 3 - Eficiência energética ao longo do sistema eléctrico pode reduzir as perdas em cerca de 30% [3]

11

à inconstância do vento, é outro obstáculo à estabilidade da rede e vem sublinhar a

necessidade de reservas adicionais. Armazenamento de energia pode ser uma solução.

O facto do consumidor final decidir o quanto e de que forma pretende consumir energia

vem colocar mais desafios, contudo, a constante monitorização da relação entre de produção

e consumo dá mais um contributo para o controlo de energia produzida. Assim sendo, as

smart grids têm capacidade de monitorizar esta relação de modo a optimizar a

produção/armazenamento de energia.

Os principais desafios que enfrentam as smart grids dependerão de uma combinação de

sensores, comunicação, informação e tecnologias de controlo de forma a tornar a rede

dinâmica e inteligente, desde a produção de energia até à sua entrega e utilização (Figura 4).

De forma a dar resposta a estes desafios, estas redes inteligentes são compostas por

tecnologias que trabalham em conjunto, podendo-se classificar nas quatro camadas

apresentadas na Tabela 1 [3].

Tabela 1 – Categorias de tecnologias utilizadas em redes inteligentes (smart grids)

DECISÃO (CONTROLO)

COMUNICAÇÃO

SENSORES / ACTUADORES

ESTÁGIO DE POTÊNCIA

Fazendo uma analogia com o corpo humano pode-se entender que a camada inferior ou

camada física, estágio de potência, é análoga aos músculos e é onde a energia é convertida,

transmitida, armazenada e consumida. A camada onde estão presentes os sensores e

actuadores corresponde aos nervos sensoriais e motores que recebem os estímulos do

ambiente que os rodeia e controlam os músculos. A camada de comunicação é encarregue da

transmissão dos sinais provenientes dos sensores e do controlo para os actuadores. A camada

superior, de decisão ou controlo, pode ser equiparada ao cérebro humano.

A camada de decisão (controlo) é composta por todos os softwares computacionais que

podem ser executados em dispositivos electrónicos inteligentes (IED), em sistema de

Figura 4 – As smart grids cobrem todo o ciclo de produção, transporte e consumo da energia eléctrica [3]

12

automação das subestações ou em centros de controlo. Estes softwares processam a

informação proveniente dos sensores ou da rede de comunicações e, com recurso a sistemas

computacionais, produzem directrizes de controlo apoiando decisões no processo. Estas

directrizes de controlo, quando executadas por actuadores, implementam alterações na

camada física de potência de modo a alterar a configuração da rede. Na Tabela 2 são

ilustrados exemplos de aplicações controladas na camada de decisão [3].

Para que a camada de controlo possa funcionar correctamente, os dados dos dispositivos

que se encontram ligados à rede precisam de ser transmitidos para os controladores. Aqui

estes são processados antes de serem retransmitidos aos dispositivos sob a forma de

directrizes de controlo. Tudo isto é realizado pela camada de comunicação que transmite a

informação de forma fiável e segura para os locais necessários na rede.

No entanto, a comunicação entre dispositivos tem de ter funcionalidades em tempo real.

É essencial garantir a interoperabilidade e segurança obtendo-se uma comunicação correcta

entre sistemas de diferentes fabricantes e topologias. Desta forma, torna-se ainda possível

suportar uma ligação fácil de outros dispositivos à rede, que se pretende que sejam

configurados automaticamente quando a ela ligados (adição de dispositivos plug-and-play).

Tabela 2 - exemplos de aplicações controladas na camada de decisão

Controlo e scheduling de micro-redes

Equipamentos de monitorização e avaliação diagnóstica;

Ampla área de monitorização, protecção e controlo;

Identificação de eventos e alarmes do sistema online;

Monitorização de oscilações e amortecimentos de energia;

Controlo inteligente do balanço de cargas e de reconfiguração de produtores de energia;

Gestão de energia do utilizador final;

Compensação dinâmica de potência utilizando energia armazenada e inversores de tensão.

2.1.3 Sistemas de Controlo nas Smart Grids

A origem do controlo do fluxo de energia remonta a 1920 quando as empresas ASEA e BBC

(empresas antecessoras da ABB) implementaram o primeiro de controlo remoto para sistemas

de energia. No entanto, só após 1960 se tornou possível implementar sistemas de controlo na

rede eléctrica actual muito devido aos avanços dos processos computacionais [3].

Nesta altura, os sistemas SCADA eram desenvolvidos para clientes particulares sendo,

portanto, sistemas proprietários e isolados. Isto levava a grandes dificuldades em coordenar

estes sistemas implicando que o processo de controlo fosse bastante vulnerável. Havia,

portanto, a necessidade de desenvolver estratégias que pudessem prevenir falhas. Uma das

lacunas mais marcantes da história mundial nestes sistemas foi vivida em 1977 quando uma

interrupção no fornecimento de energia eléctrica deixou Nova Iorque às escuras. Esta falha

teve um grande impacto social e económico que, segundo um estudo realizado em 1978,

levou a prejuízos na ordem dos $345 milhões, perdas directas e indirectas [9].

13

Nos anos 80 evidenciou-se um grande desenvolvimento no que diz respeito à tecnologia

computacional. Foram desenvolvidos métodos standard que modelizaram redes de

distribuição em grande escala. Da mesma forma, os sistemas SCADA (Supervisory Control and

Data Acquisition) e EMS (Energy Management Systems) tornaram-se mais sofisticados,

proporcionando aos operadores de rede melhores ferramentas para controlar fluxos de

energia.

No mundo empresarial, a década de 80 foi uma época de liberalização. Com as

companhias aéreas, telecomunicações e indústrias de gás natural a serem liberalizadas,

começou a estudar-se a possibilidade do sector energético o ser também. Tal movimento

exigiria novos tipos de sistemas de computacionais, bem como melhorias na tecnologia

existente SCADA/EMS. Coincidência ou não, em 1990 surgiu uma nova geração de sistemas de

controlo capaz de cumprir estas exigências.

A monitorização clássica da rede de distribuição e o seu controlo era relativamente low-

tech. A monitorização não passava de um quadro de parede que exibia o estado do sistema.

Muitas vezes, esse quadro enchia-se de anotações relativas a alterações pontuais. Este facto,

demonstrava as dificuldades em controlar o sistema originando grandes problemas de

segurança. Os circuitos da rede de distribuição, utilizados para trabalhos de manutenção,

eram baseados em papel e anotados, muitas vezes, manualmente. Assim, estes circuitos

corriam o risco de se desactualizarem muito facilmente. Nesta época, a comunicação com as

equipas técnicas presentes no terreno era baseada em radiocomunicações. As equipas tinham

de informar os centros operacionais da sua localização e a coordenação das diferentes

operações a realizar eram feitas verbalmente [3].

No entanto, os centros de controlo da rede não pararam no tempo. De acordo com as

exigências da sociedade foram evoluindo. Nos dias de hoje, os sistemas de distribuição de

energia estão a tornar-se cada vez mais “inteligentes” e mais seguros pelo que, os centros de

operações que os controlam estão a assumir novos papéis na gestão da rede. Os sistemas

computacionais utilizados nos centros de controlo são cada vez mais dinâmicos e a

coordenação entre recursos é assegurada proporcionando, por isso, um acompanhamento

preciso do sistema. Aplicações avançadas fornecem análises abrangentes do sistema

permitindo a realização de operações automatizadas. Estes centros de controlo para além de

tornarem a rede mais controlável (“inteligente”), ajudam a melhorar o apoio às operações,

manutenção e planeamento.

Actualmente, a utilização crescente das energias renováveis e da produção dispersa

exigem novas abordagens na gestão da rede. O aumento do custo de produção e transmissão

de energia, tanto em termos de infra-estruturas como em termos do combustível obriga,

também, a repensar a sua gestão. Vendo pelo lado competitivo, as empresas do sector

energético vêem as smart grids como meio a manter ou melhorar a confiabilidade, lidar com

o envelhecimento da infra-estrutura e a reduzir o impacto da perda de conhecimento.

Outro factor que facilitou o desenvolvimento das redes inteligentes (smart grids) foi a

tecnologia: muitas das ferramentas e recursos necessários não estavam disponíveis há alguns

anos atrás. Um desses recursos é a comunicação. As empresas distribuidoras podem agora

escolher entre diversos meios de comunicação. Podem, portanto, usar uma rede dedicada

proprietária (por exemplo, redes de rádio SCADA), ou utilizar infra-estruturas de terceiros

(por exemplo, comunicações satélite). São vários os factores que podem influenciar essa

decisão, porém uma tendência é definitiva, a importância da comunicação está a aumentar.

14

O funcionamento global dos sistemas de distribuição tornar-se-á certamente mais

complexo. O crescimento da produção dispersa e o armazenamento de energia afectará o

fluxo de energia. Além disso, há uma tendência crescente para implementar inteligência

adicional em dispositivos da rede de distribuição. Este facto, implicará mais acções de

controlo local, aumentando ainda mais a complexidade da operação de sistemas de

distribuição [3].

O centro de operações assumirá portanto a função de supervisionar e coordenar todo o

sistema uma vez que a tendência é para que haja um grande controlo local descentralizado.

Assim sendo, uma característica fundamental do centro de operações da rede é a integração

dos diversos sistemas computacionais nela integrados como é visível na Figura 5.

2.2 - Sistema de Controlo

2.2.1 Introdução

Para que um sistema industrial, de qualquer natureza, funcione de forma correcta e

segura é necessário implementar um sistema de controlo apropriado. Independentemente da

dimensão ou da complexidade do processo em causa, o respectivo sistema de controlo pode

ser decomposto em três subsistemas com funções bem definidas: o processo controlado, o

controlador e o operador humano como é mostrado na Figura 6 [10].

O controlador assume uma grande importância uma vez que é responsável pela execução

do algoritmo de controlo adequado ao funcionamento correcto do processo a controlar. Este

interage com o ambiente que o rodeia através de duas interfaces com diferentes

características. A interface com o processo controlado é definida como a interface de

instrumentação e a interface com o operador humano como a interface homem-máquina.

Figura 5 - O centro de operações integra vários sistemas de computacionais, assim como equipamentos de campo e informações de clientes [3]

15

A interface de instrumentação é composta por um conjunto de sensores e actuadores que

através de um conjunto de sinais que permitem ao controlador, por um lado obter

informações sobre o estado do sistema, por outro, permiti-lhe alterar o estado do sistema

através da manipulação de actuadores.

A interacção com o operador humano é feita através da interface homem-máquina que

consiste num conjunto de dispositivos de entrada e saída que permitem que este tenha acesso

ao estado do processo e execute algumas funções de controlo. Tipicamente, esta interacção

realiza-se ao nível da definição de parâmetros do processo e da supervisão da respectiva

evolução.

Como já referido, o controlador executa o algoritmo adequado de modo a controlar a

evolução do processo. Através do processamento da informação obtida, quer directamente do

estado do processo através da interface de instrumentação, quer fornecida pelo operador

humano através da interface homem-máquina, o algoritmo de controlo produz um conjunto

de comandos que são enviados para o processo através da interface de instrumentação [5].

Os sistemas de controlo, no que diz respeito à sua estrutura funcional, podem ser

classificados em três tipos de arquitecturas.

A arquitectura central é apresentada na Figura 7. Esta arquitectura caracteriza-se pela

existência de um único dispositivo responsável pela execução do algoritmo de controlo.

A arquitectura descentralizada é apresentada na Figura 8. Esta arquitectura é

caracterizada por existir apenas um equipamento que executa o algoritmo de controlo mas

Figura 6 – Sistema de controlo [5]

Figura 7 - Arquitectura central [1]

16

tarefas de processamento mais simples são executados por equipamentos de menor

complexidade. Consequentemente, esta arquitectura implica a existência de uma rede de

comunicações que permita a cooperação entre os vários equipamentos.

A arquitectura distribuída é caracterizada por ter vários equipamentos de natureza

distintas a executar o algoritmo de controlo Figura 9. Como na arquitectura anterior, esta

também necessita de uma estrutura de comunicações adequada mas desta feita muito mais

complexa.

Em forma de síntese a imagem que se segue mostra todas as aplicações possíveis da

estrutura funcional do sistema de controlo nas diversas estruturas do processo.

2.2.2 Sistema de controlo em tempo real

Um sistema em tempo real é normalmente definido como um sistema onde um resultado

dado não depende apenas do resultado lógico da computação, mas também do instante em

que foi produzido [11].

Figura 8 - Arquitectura descentralizada [1]

Figura 9 – Arquitectura distribuída [1]

Figura 10 - Estrutura do processo vs. Estrutura funcional [1]

17

Uma característica fundamental destes sistemas são os requisitos temporais. Estes

sistemas necessitam de executar dentro de uma janela temporal, com prazos de resposta e

de execução. Tipicamente, estes requisitos temporais que definem a classificação do sistema

envolvido.

O facto dos sistemas de tempo real interagirem com o ambiente envolvente faz com que

haja necessidade de utilizar uma interface com os dispositivos que captam o estado actual do

sistema e com os dispositivos que enviam ordens ao sistema, de modo a controlá-lo.

Uma outra característica dos sistemas de tempo real é a rapidez de execução. Todavia,

um sistema de tempo real deve ser mais rápido que o ambiente que o envolve. Por exemplo,

o controlo de um míssil tem que ser feito em poucos milissegundos, mas numa linha de

produção pode ser suficiente actuar em segundos [4]. A rapidez muitas vezes é necessária,

mas nem sempre suficiente. Ser rápido nem sempre garante que o sistema cumpra os

requisitos temporais de cada tarefa.

2.2.2.1 Criticalidade dos Requisitos Temporais

Segundo a bibliografia, a classificação mais conhecida para estes sistemas é a da

exigência dos requisitos temporais a que o mesmo tem de responder. Assim, podem

classificar-se como sistemas críticos ou sistemas não críticos.

Os sistemas críticos, na literatura anglo-saxónica Hard Real-Time Systems, são aqueles em

que o não cumprimento dos requisitos temporais podem levar a falhas graves nos processos

controlados.

Os sistemas não críticos, na literatura anglo-saxónica Soft Real-Time Systems, são aqueles

em que a falha de uma restrição temporal não resulta numa falha no processo.

Esta classificação generalista não tem em conta a concorrência inerente a qualquer

sistema físico, onde evoluem vários processos paralelos. Neste caso o sistema de tempo real

tem que processar um conjunto de tarefas diferentes, algumas críticas ao funcionamento do

sistema, outras não críticas mas necessárias e outras que nem tempo real são como por

exemplo a análise posterior dos dados recolhidos [4].

2.2.2.2 Tolerância a Falhas

Uma vez que os sistemas de tempo real são usados em situações em que a sua falha

implica perdas, tanto humanas como materiais, faz todo o sentido que seja realizada uma

análise de tolerância a falhas destes sistemas.

Pode-se definir a tolerância a falhas como sendo a capacidade de um sistema apresentar a

resposta desejada mesmo quando na presença de falha [4]. Um sistema de tempo real para se

encontrar a funcionar correctamente necessita que o serviço que presta seja não só

logicamente como também temporalmente correcto. Existem falhas nestes sistemas que

podem ser classificadas como recuperáveis ou não recuperáveis. As falhas recuperáveis são

aquelas em que é possível recuperar de uma situação de erro de forma automática, ou com a

intervenção de um operador. As não recuperáveis são aquelas em que não é possível

recuperar de uma situação de erro, devendo neste caso serem accionados mecanismos

auxiliares caso existam.

Todavia, a introdução de mecanismos auxiliares de correcção de falhas pode levar ao

incumprimento dos requisitos temporais do sistema. Assim sendo, durante o desenvolvimento

de sistemas de tempo real é necessário introduzir o factor tolerância a falhas. O processo de

18

desenvolvimento tem que garantir a previsibilidade, mesmo durante possíveis situações de

detecção de falhas, em que se realiza o seu isolamento, a reconfiguração do sistema e a

recuperação, [12].

Destacam-se dois tipos diferentes de sistemas tolerantes a falhas, o fail-safe systems e o

fail-operational systems. Os fail-safe systems são sistemas onde a recuperação pode ser

realizada através da paragem deste num estado conhecido e seguro equanto que os fail-

operational systems são aqueles que obrigam a que o controlo continue operacional pois a

paragem implicaria perda de vidas humanas, ou de bens materiais muito importantes [10].

O método mais utilizado para a correcção de falhas é o de introduzir redundância no

sistema. Esta pode ser espacial, em que certos componentes são replicados, ou temporal em

que computações podem ser repetidas, [12].

Mas o mais difícil é a tolerância a falhas durante o funcionamento normal do sistema.

Para isso é necessário detectá-las e se possível corrigi-las. Existe, então necessidade de

hardwares ou softwares especializados que permitam realizar testes durante a execução de

modo a detectar falhas.

2.2.3 Modelos de comunicação para controlo distribuído

Como analisado anteriormente, a distribuição dos sistemas de controlo exige uma

coordenação muito sofisticada entre os vários controladores. Assim, na definição de uma

arquitectura deve ter-se em especial atenção a forma como os dados circulam no sistema e

são utilizados pelos nós, pois tal tem reflexos no seu funcionamento e desempenho.

Assim sendo, existe a necessidade de utilizar um modelo de comunicações que garanta o

correcto fluxo de dados, e o respectivo controlo entre os diversos nós. Além disso, esse

modelo deve ser capaz de garantir a correcta sincronização das diferentes tarefas tais como

sensorização, execução do algoritmo de controlo e actuação.

Existem vários modelos de comunicação dos quais se destacam os seguintes: Mestre-

Escravo, Cliente-Servidor, Produtor-Consumidor.

2.2.3.1 Modelo de comunicação Mestre – Escravo

Este modelo é caracterizado pela existência de dois componentes fundamentais: Mestre e

o escravo. O mestre tem como função coordenar e executar as acções de controlo enquanto

que os escravos têm a função de responder aos mestres enviando-lhe os dados requisitado e

executando os comandos por ele fornecido. Na Figura 11 encontra-se representada o modelo

de comunicação mestre-escravo.

Figura 11 - Modelo de comunicação mestre-escravo [4]

19

A comunicação neste modelo de comunicação, é sempre iniciada pelo mestre através do

envio de um pedido (dados ou execução de uma ordem) a um dos escravos. Ao receber o

pedido do mestre, o escravo responde, fornecendo os dados pedidos ou executando a ordem.

Visto que as tarefas são distribuídas por vários escravos, torna-se possível estimar os

tempos de atraso na realização de uma determinada tarefa. Consequentemente, este modelo

de comunicação é considerado temporalmente previsível.

2.2.3.2 Modelo de comunicação Cliente – Servidor

Este modelo é o mais amplamente utilizado em processos de controlo distribuídos e é

caracterizado por ter dois componentes fundamentais, o servidor e o cliente [4]. O servidor é

caracterizado por implementar um conjunto de tarefas de interesse geral para outros

componentes que lhes podem aceder remotamente. O cliente é caracterizado por poder

realizar parte das aplicações localmente e aceder remotamente a serviços dos servidores para

executarem as tarefas mais complexas de manipulação de dados, cálculos, …

Como se pode ver na Figura 12 a comunicação é sempre iniciada pelo cliente que invoca

serviços do servidor. A invocação do serviço transfere o controlo de fluxo para o servidor e ai

permanece até o serviço estar completo. Quando o servidor finalizar a comunicação, o

controlo de fluxo é devolvido ao cliente, que por sua vez recomeça a execução.

Como os pedidos são invocados de uma maneira assíncrona torna-se bastante difícil

estimar o atraso na invocação de um serviço e, consequentemente, garantir um determinado

tempo de resposta a um cliente. Assim sendo, este modelo de comunicação é temporalmente

imprevisível.

2.2.3.3 Modelo de comunicação Produtor – Consumidor

Este método de controlo é caracterizado por dois componentes fundamentais, o produtor

e o consumidor. O produtor é responsável pela produção de serviços e implementar tarefas

para os consumidores. Os consumidores por sua parte consomem os serviços produzidos pelos

servidores.

Figura 12 - Modelo de comunicação cliente - servidor

Figura 13 - Modelo de comunicação Produtor-Consumidor [4]

20

Neste modelo de comunicação as mensagens não são enviadas para nenhum consumidor

em específico. Em vez disso, as mensagens publicadas são categorizadas em classes. Os

consumidores podem manifestar o seu interesse numa ou mais classe recebendo assim apenas

as mensagens daquela classe. Assim sendo, como o produtor não necessita de conhecer a

identidade, ou mesmo a existência dos consumidores, o grau de desacoplamento entre

componentes é elevado.

Relativamente à previsibilidade temporal, este modelo apenas o é se os consumidores

tornem explicito os serviços que subscrevem. Normalmente, em sistemas embebidos este tipo

de informação está disponível.

2.2.4 Conclusão

As smart grids podem ser vistas como um processo industrial que necessita de um controlo

rigoroso. Assim sendo, para que um processo industrial funcione de modo correcto é

necessário implementar um sistema de controlo adequado.

Neste ponto abordou-se as diferentes arquitecturas de um sistema de controlo que podem

ser implementadas consoante o processo a controlar. Visto que as smart grids “promovem” ao

micro geração, ou seja, produção localizada de energia o sistema de controlo a utilizar

deverá ser distribuído. Isto porque seria impossível existir um controlador apenas

(arquitectura centralizada) capaz de executar algoritmos de controlo adequados para todos os

sistemas produtores de energia.

Para esta arquitectura de controlo abordou-se os diferentes modelos de comunicações

com especial incidência na comunicação em tempo real. Isto porque, o sistemas SCADA, pelas

funcionalidades que pretendem desempenhar, caracterizam-se por terem limites temporais

associados ao seu correcto funcionamento.

2.3 - Sistemas de supervisão e controlo nos sistemas eléctricos de energia

2.3.1 Introdução

Como já foi referido anteriormente, a procura mundial de energia eléctrica é cada vez

maior levando ao grande desenvolvimento do sector energético. Consequentemente a

complexidade do sistema eléctrico aumentou integrando um número cada vez maior de

componentes. Assim sendo, os sistemas eléctricos chegam a atingir uma escala continental

sendo responsáveis pelo fornecimento de energia eléctrica a milhões de consumidores.

No entanto, a sociedade actual é cada vez mais exigente pelo que o sector empresarial se

depara com grandes exigências do mercado, sendo obrigado a assegurar aos seus clientes bons

níveis de continuidades e fiabilidade de serviço ao menor custo possível. Além disso, a

implementação de regras para os serviços de distribuição de energia eléctrica estimulam as

empresas a investirem em sofisticadas ferramentas para aumentar a visibilidade, a agilidade e

a precisão para operar o sistema eléctrico de energia (SEE) como um todo.

Esta expansão do SEE e a necessidade de assegurar a qualidade do serviço levou as

empresas a investirem na optimização dos sistemas de transmissão e distribuição mas também

a investir em sistemas automatizados para supervisionar e controlar o SEE.

21

A segurança e eficiência do SEE são asseguradas pelos actuais sistemas de supervisão e

controlo. Estes sistemas são conhecidos por SCADA e permitem a monitorização e a

transferência de dados e informações para o centro de operações. Essas informações são

transmitidas aos operadores do centro de operações através de gráficos animados com

informação em tempo real e com alarmes que informam violações de limites das grandezas

monitorizadas. Esta informação disponibilizada pelos sistemas de supervisão e controlo

permite aos operadores do centro de operações tomar decisões e intervir no sistema quando

necessário, com o intuito de manter os níveis de segurança, qualidade e economia na

operação do SEE. Para além disso, os sistemas de controlo são capazes de realizar a

coordenação automática das funções de controlo sobre os SEE [13]:

· Operação económica (através de controlo óptimo) – despacho económico;

· Monitorização/segurança;

· Previsão (short-term forecasting);

· Qualidade do serviço;

· AGC (Automatic Generation Control);

· Escalonamento e planeamento operacional;

· Controlo de emergências.

As telecomunicações assumem nestes sistemas uma importância fulcral. Graças ao

desenvolvimento das comunhões torna-se possível a transferência de grandes quantidades de

dados entre pontos distantes.

Conclui-se portanto que a expansão do SEE bem como a obrigatoriedade de garantir uma

adequada qualidade de serviço obriguem à introdução de sistemas automatizados para

supervisionar e controlar o SEE. Foi então que a evolução tecnológica levou ao aparecimento

de sistamas SCADA (Supervisory Control and Data Acquisitions) e posteriormente aos sistemas

EMS (Energy Management Systems) e DMS (Distribuition Management Systems).

2.3.2 Sistemas SCADA

O SCADA é um sistema integrado de software e hardware que permite a monitorização e

controlo de sistemas distribuídos geograficamente [14]. Este sistema possibilita, ainda, a

comunicação de unidades remotas e o centro de controlo, permitindo a troca de dados e

comandos importantes para o processo controlado, sendo por isso uma estrutura complexa.

Os requisitos que este sistema impõe são a instalação de circuitos de aquisição de dados e

actuadores, uma plataforma de comunicações e uma “central” que permita a interacção com

operadores qualificados. Assim sendo, é possível aos operadores actuar remotamente sobre o

processo a partir desta “central”.

Estes sistemas exibem também o estado de funcionamento do processo pelo que, falhas

ou perturbações anómalas no processo, levam ao disparo de alarmes que avisam os

operadores.

Em suma, as principais funções de um sistema SCADA são:

· Aquisição de dados: Permite a aquisição de dados a partir de equipamentos

instalados (por exemplo sensores) nas unidades remotas. Permite portanto

adquirir o estado do sistema, medindo e indicando valores de grandezas através

de um scan cíclico.

· Monitorização e processamento de eventos: Nesta função, processa-se a

monitorização do estado, a monitorização de tendência, monitorização de limites

22

e processamento de limites onde todos os acontecimentos detectados são

processados e armazenados na base de dados [15].

· Tarefas de controlo: Esta função permite controlar individualmente cada

equipamento controlado a partir do centro de controlo.

2.3.2.1 Evolução dos sistemas SCADA

Nos anos 20, a evolução da meteorologia e da indústria aeronáutica trouxe a necessidade

de recolha de grandes quantidades de dados. Muitas vezes a recolha destes dados era feita de

forma bastante perigosa colocando em risco vidas humanas. Exemplo disso era a utilização de

aviões ou foguetões cujos voos iniciais acabavam muitas vezes na destruição destes

equipamentos. A questão que se colocava era como se poderia transportar uma dose elevada

de dados para uma estação central onde pudessem ser processadas. A resposta surgiu através

do sistema de controlo ferroviário que controlava o trajecto dos comboios quando se

aproximavam a bifurcações. Estes sistemas baseavam-se em comunicações por fio ligadas a

uma estação central que manipulavam indicadores luminosos indicando se existia algum

comboio em aproximação a uma bifurcação e o seu estado. Esta comunicação era feita

através da introdução de interruptores eléctricos junto da linha. Este sistema poderá ser

considerado o primeiro sistema de telemetria que posteriormente deu origem a sistemas

SCADA [16].

Este método de monitorização e controlo cumpria de forma satisfatória as suas funções

para processos fixos, ou seja, que não exigiam mobilidade mas péssimo para processos

móveis. Com o passar do tempo, a tecnologia foi-se desenvolvendo e as tecnologias rádio não

foram excepção. Estas tornaram-se cada vez mais fiáveis permitindo, assim, a transmissão de

maiores quantidades de dados. Mas o facto de as comunicações rádio apenas permitirem a

comunicação unidireccional de dados, na altura, levava a que estes sistemas fossem limitados

e apenas usados para aquisição de dados [16].

Simultaneamente, as comunicações por fio evoluíram. Essa evolução levou a que fosse

possível bidireccionalidade da comunicação. Esta evolução permitiu, não só, a recolha de

dados remotamente mas também a possibilidade de efectuar algumas funções de controlo.

Assim sendo, a evolução dos sistemas de telemetria centrou-se na aplicação da comunicação

bidireccional à tecnologia rádio.

Nos anos 60, o aparecimento dos computadores digitais revolucionou por completo as

estações centrais dos sistemas de telemetria. Antes do aparecimento dos computadores e

para suportar o desenvolvimento dos sistemas de comunicação, as estações centrais tinham-

se tornado complexas e grandes [16]. Os computadores digitais possibilitaram a centralização

de todos os dados recolhidos no terreno, tornando estes sistemas mais simples e eficazes.

A designação de sistema SCADA foi utilizada pela primeira vez nos inícios dos anos 70. A

evolução ao nível dos softwares levou a melhores interfaces com o operador, começando a

aparecer os primeiros sistemas de produção de relatórios de funcionamento dos sistemas,

importantes para se obter toda a informação pretendida sobre o sistema.

Com a evolução dos computadores os sistemas SCADA foram-se tornando cada vez mais

sofisticados. Além disso, com a tecnologia computacional a proliferar-se e os seus custos a

baixaram, estes sistemas puderam deixar de ser centralizados, havendo agora a hipótese de

se distribuir o controlo dos processos [16].

Até aos dias de hoje, a evolução das tecnologias computacionais e das comunicações

permitiram que os sistemas SCADA aumentassem as suas funcionalidades. No que diz respeito

23

aos sistemas de comunicação, o aparecimento das LANs (Local Area Network) fez com que as

velocidades de transmissão aumentassem permitindo a interligação e cooperação destes

sistemas com outros (por exemplo ferramentas financeiras e de gestão da empresas). Estas

redes permitiram, ainda, a ligação a de base de dados o que fez com que os registos

históricos se tornassem cada vez mais eficazes. O desenvolvimento das tecnologias à Web

levou a um aumento do alcance dos SCADAs, fazendo com que seja possível a um operador ter

acesso às informações disponibilizadas pelo sistema, independentemente do local onde se

encontre, através do uso da Internet. No entanto, estas novas capacidades levantaram

questões ao nível da segurança. Estes problemas advêm do facto dos sistemas SCADA terem

sido implementados num meio externo e aberto o que implica que, caso não haja um bom

sistema de seguranças nas redes internas, pessoas estranhas e não autorizadas possam aceder

a informações importantes, colocando assim em risco o funcionamento do processo [17].

2.3.2.2 Arquitectura de um Sistema SCADA

A arquitectura básica de um sistema SCADA é apresentada na seguinte figura.

A interface homem-máquina (HMI, Human Machine Inerface) é responsável pela interface

entre o sistema SCADA e o exterior. Nas HMI são compreendidos os sinópticos de controlo e os

sistemas de apresentação gráfica. A função de um painel sinóptico e a de representar de

forma simples e perceptível o sistema [15]. As HMI permitem, na maioria das vezes, que o

operador para além visualizar o estado do sistema manipule, também, determinadas variáveis

deste, permitindo assim o controlo supervisionado.

Figura 14 – Arquitectura de um sistema SCADA

24

Relativamente à unidade remota (RTU, Remote Terminal Unit), esta pode ser vista como

o conjunto de elementos dedicados a executar controlo e/ou supervisão de um sistema

distante do centro de controlo [15]. São, também, responsáveis pela interacção com os

sensores e actuadores do sistema. É nestas estações que são implementados os algoritmos de

controlo locais existentes nos sistemas de SCADA. Dentro desta classificação podemos

encontrar diversos elementos com características diferentes:

· RTU (Remote Terminal Unit): especializada em comunicação;

· PLC (Programmable Logic Controller): tarefas gerais de controlo;

· IED (Intelligent Electronic Device): tarefas especificas de controlo.

A unidade central (MTU, Master Terminal Unit) centraliza o comando do sistema [15]. A

MTU é responsável pela interface entre as RTUs e as interfaces homem-máquina funcioando

muitas vezes como gateway de comunicações. Estas lêem os dados provenientes RTUs e

convertem-nos de forma perceptível para o contexto do sistema de modo a poderem ser

usadas nas HMI. A comunicação é bidireccional pelo que é responsável pela comunicação dos

comandos dados pelo operador para as RTUs de modo a activarem da forma desejadas os

actuadores. Uma outra funcionalidade desta unidade é a possibilidade de ligação e

armazenamento de dados numa base de dados. Assim, a informação recolhida ao longo do

tempo pode ser armazenada e posteriormente consultada pela HMI [17].

2.3.2.3 Sistemas de comunicações

A troca de informação entre servidores e clientes baseia-se no modelo produtor-

consumidor [15].

Os servidores de dados interrogam de maneira cíclica os elementos de campo (polling)

recolhendo os dados provenientes de sensores autómatos, …

Graças aos controladores de diferentes fabricantes e à sua compatibilidade com os

protocolos de comunicação (leia-se redes de campo), é possível estabelecer qualquer tipo de

comunicação entre um servidor de dados e qualquer equipamento de campo.

Um servidor de dados pode comunicar através de vários protocolos de comunicações de

forma simultânea estando, apenas, limitado pela sua capacidade física de suportar as

interfaces de hardware exigidas pelo protocolo [15]. Estas permitem a troca de dados

bidireccional entre as unidades centrais (MTUs) e as unidades remotas (RTUs) mediante um

protocolo de comunicações e um sistema de transporte de informação que mantenha a

ligação entre os diferentes elementos da rede (por exemplo: cabo coaxial, fibra óptica, GPRS;

UMTS, rádio, …).

2.3.2.3.1 Sistemas de transmissão de sinal

As ligações físicas em ambiente industrial realizam-se mediante interfaces série

normalizadas pela EIA (Electronic Industries Alliance) [15].

Relativamente à transmissão de sinais por diferentes níveis de tensão, alguns standards

recomendados (RS, Recommended Standard) mais utilizados são:

· RS-232: Nesta tecnologia, os sinais binários são transmitidos mediante níveis de

tensão positiva e negativa relativamente a um ponto de potencial comum. Este

tipo de transmissão é susceptível de introduzir falhas na comunicação devido a

perturbações eléctricas.

25

· RS-422A: baseia-se na transmissão de sinais de tensão diferenciais através de dois

fios sem ponto de referência ou massa. Os sinais binários são transmitidos através

da diferença das tensões entre os dois condutores, apresentando uma grande

imunidade a ruídos eléctricos. Permitem, portanto maiores distâncias.

· RS-485: é uma evolução do RS-422 permitindo a ligação de 32 equipamentos a um

só cabo de comunicação. Este standard é um dos mais usados em ambientes

industrias sendo o profibus o expoente máximo deste standard [15].

· TTL: baseia-se na tecnologia CMOS e na transmissão de sinais binários a níveis de

tensão TTL (5V).

No que diz respeito à transmissão de sinais em loop de corrente o standard utilizado era o

4-20mA. Este tecnologia transmite sinais baseados nos níveis de corrente na linha de

transmissão. Permite a transmissão de sinais a longas distâncias e é bastante imune a

interferências eléctricas. Mas para se realizar uma transmissão com esta tecnologia são

necessários quatro elementos fundamentais: O emissor, fonte DC para alimentação da

tecnologia, cabo e o receptor.

2.3.2.3.2 Protocolos de comunicações

O protocolo de comunicações engloba todas as regras e convenções que os equipamentos

devem seguir para conseguirem proceder às trocas de comunicações.

Qualquer tipo de comunicação se pode estruturar da seguinte forma:

O objectivo de qualquer protocolo de comunicações é poder ligar e manter o diálogo

entre dois DTEs permitindo que a informação flua entre ambos com segurança, ou seja, sem

falhas [15]. Por outras palavras, o protocolo impõe regras e especificações da linguagem a

usar pelos DTEs.

Alguns protocolos standard estão listados a baixo:

· HART: protocolo usado em controlo de processos;

· Profibus: protocolo usado em controlo discreto e controlo de processos;

· AS-i: protocolo usado em controlo discreto;

· CAN: Protocolo usado em controlo discreto.

Praticamente qualquer protocolo pode ser integrado em qualquer nível da pirâmide de

automação (CIM, Computer Integrated Manufacturing) [15].

Figura 15 – Estrutura básica de um sistema de comunicações

26

2.3.2.4 Vulnerabilidades do sistema SCADA

Na concepção inicial dos sistemas SCADA, o objectivo era criar um sistema de controlo e

monitorização de alto desempenho e fácil de usar onde a segurança não era uma exigência.

Nos últimos anos, os sistemas SCADA têm evoluído e têm sido implementados sistemas de

computacionais de uso geral, com base em protocolos de comunicações abertos e acessíveis a

partir da Internet.

Os dois pontos acima referidos, juntamente com o facto das infra-estruturas críticas do

país serem controladas por estes sistemas tornam essencial a análise da sua segurança.

As principais vulnerabilidades dos sistemas SCADA são apresentadas a seguir e podem ser

classificadas da seguinte forma [18] [19]:

· Deficiências na Arquitectura de Rede

Estas vulnerabilidades vêm do facto dos sistemas SCADA terem sido, originalmente,

concebidos como sistemas isolados. Agora isso mudou e os sistemas industriais estão

interligados através de redes de empresas e até mesmo da Internet. Os factores mais

importantes que afectam a segurança são:

a) Interligações

As redes corporativas e industriais estão cada vez mais interligadas o que leva a

vulnerabilidades. Por exemplo, um servidor de base de dados ou um servidor Web pode ser

explorado na mesma rede sendo possível aceder e controlar uma RTU. Isto se feito por

pessoas estranhas pode ter consequência catastróficas.

b) Acesso Remoto

Os sistemas industriais são normalmente encontrados em locais remotos. O HMI e a MTU

estão normalmente localizados no centro de processamento de dados, enquanto as RTUs e os

sensores correspondentes encontram-se a quilómetros, realizando o controlo do sistema

remotamente.

c) Redes sem fio

O problema da implementação de redes sem fios em ambientes industriais encintra-se

intimamente relacionado com o ponto anterior. Estas redes foram a solução mais económica e

eficiente de resolver o problema dos sistemas móveis que muitas vezes existem em ambientes

industriais como em armazéns. Nestas redes sem fios nem sempre é assegurada a

autenticação ou criptografia de dados entre o cliente e o ponto de acesso o que torna esta

tecnologia vulnerável.

· Vulnerabilidades a nível de software e hardware

a) Vulnerabilidades em sistemas operacionais e aplicativos

A adopção de sistemas operativos de propósito geral pelos sistemas SCADA, implica herdar

as vulnerabilidades do mesmo. Assim sendo os sistemas SCADA ficam expostos, por exemplo, a

vírus informáticos que podem correr no sistema operativo onde se encontram implementados.

b) Criptografia

Antigamente os sistemas SCADA eram desenvolvidos de forma isolada e, assim sendo,

ninguém externo e sem autorização podia aceder-lhe. Por esta razão não era necessário

criptografar a informação. Essa premissa foi herdada até os dias de hoje onde os sistemas

SCADA encontram-se ligados a redes corporativas e à Internet. A informação é transmitida

através de canais abertos e torna-se, portanto, necessário protegê-la principalmente contra

alterações maliciosas que podem colocar em risco todo o processo industrial.

c) Dificuldade em realizar análise de vulnerabilidade

27

A análise de vulnerabilidades num sistema deste género é bastante complicada. As acções

de teste (por exemplo teste de intrusão) devem ser conduzidas com muito cuidado pois

podem causar mau funcionamento o que pode levar a consequências catastróficas,

dependendo da infra-estrutura que os sistemas SCADA controlam.

2.3.3 Energy Management Systems (EMS)

Os sistemas SCADA são do ponto de vista do esforço de cálculo elementares. No entanto,

com o crescimento e aumento de complexidade do SEE, tornou-se necessário agregar funções

matemáticas de análise mais complexa aos sistemas SCADA. Obteve-se assim o sistema EMS.

Estes sistemas estão associados à exploração da rede de transporte de sistemas de produção

de energia. As funções de aplicação destes sistemas implicam um grande número de cálculos.

Como exemplo de algumas funções desempenhadas por estes sistemas existem o

processamento de topologia, estimação de estado, análise de segurança, controlo de

emergência, controlo de segurança estática, funcionalidades no âmbito do sistema integrado

e hierarquizado de planeamento e controlo da produção (estudos de despacho, AGC), entre

muitas outras [14].

2.3.4 Distribution Management Systems (DMS)

Com o aparecimento do EMS, surgiram sistemas similares mas com o intuito de facilitar a

exploração e gestão das redes de distribuição de energia. Esses sistemas são os DMS.

O DMS pode incluir funções de análise de topologias e programas de fluxo de cargas ao

nível da distribuição de energia, de forma a detectar eventuais problemas e proceder ao

rápido restabelecimento do serviço [14].

2.4 - Conclusão

Neste capítulo apresentam-se vários conceitos associados a redes de comunicações de

dados integradas com a rede.

Num primeiro momento, foram apresentados aspectos subjacentes à definição de smart

grids com o objectivo de introduzir os conceitos a estudar nos pontos seguintes. Além disso,

explicou-se as necessidades de implementar uma nova ideologia de rede de distribuição e as

vantagens da mesma.

Posteriormente apresentou-se sistemas de controlo, tendo em conta que qualquer sistema

industrial necessita de um sistema de controlo apropriado para que funcione de forma

correcta e segura. Procedeu-se à explicação de sistemas de controlo em tempo real e

modelos de comunicações em sistemas de controlo distribuídos. Desta discussão conclui-se

que para o presente projecto, dever-se-á utilizar um sistema de controlo com arquitectura

distribuída. Esta arquitectura implica a concepção de uma rede de comunicações que permita

a cooperação entre os vários equipamentos. Assim sendo, para que a comunicação entre

sistemas distribuídos funcione de modo correcto, utilizar-se-á modelo de comunicação

Mestre-Escravo.

Num último ponto abordou-se os sistemas de supervisão e controlo no sistema eléctrico de

energia. Uma vez que estes são baseados em sistemas SCADA, apresentou-se a sua

arquitectura típica, os modelos de comunicações e as suas vulnerabilidades. Posteriormente

28

mencionou-se os sistemas EMS e DMS. Após a abordagem efectuada neste ponto, conclui-se

que a tecnologia SCADA será a mais adequada e com a possibilidade de a implementar na Web

de modo a um operador autorizado poder aceder ao estado da unidade eólica

independentemente do lugar em que se encontre, logo que tenha acesso à internet.

29

Referências

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