TCC - Versão Final Em 07-08-2010
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UFPA Análise Crítica da Automação de Subestações Baseada na Norma IEC 61850 Fábio Nogueira Batista 01/2010
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IEC 61850 THESIS
Transcript of TCC - Versão Final Em 07-08-2010
UFPA
Análise Crítica da Automação de Subestações Baseada na
Norma IEC 61850
Fábio Nogueira Batista
01/2010
INSTITUTO DE TECNOLOGIA UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ
CAMPUS UNIVERSITÁRIO DO GUAMÁ BELÉM – PA
Universidade Federal do Pará
Instituto de Tecnologia Faculdade de Engenharia Elétrica
Fábio Nogueira Batista
Análise Crítica da Automação de Subestações Baseada na Norma IEC 61850
Trabalho submetido à Faculdade de Engenharia Elétrica para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista. Orientadora: Profa Dra Maria Emília de Lima Tostes
Belém – PA 2010
Análise Crítica da Automação de Subestações Baseada na Norma IEC 61850
Este trabalho foi julgado em __________ adequado para a obtenção do grau
de Engenheiro Eletricista, e aprovado na sua forma final pela banca examinadora
que atribuiu o conceito __________.
____________________________________________________ Profa Dra Maria Emília de Lima Tostes
Orientadora – FEE/UFPA
____________________________________________________ Profo Paulo Sérgio de Jesus Gama
Membro – FEE/UFPA
____________________________________________________ Prof. Dr. Cláudio Luciano da Rocha Conde
Membro – CESUPA
____________________________________________________ Profo Msc. Ronaldo Nonato Silva Lima
Diretor da Faculdade de Engenharia Elétrica – FEE/UFPA
“Nós enxergamos apenas o que conhecemos”
Johann Wolfgang Von Goethe
Poeta e dramaturgo Alemão (1749-1832)
AGRADECIMENTOS Aos meus pais e irmãos pelo inestimável apoio ao longo da minha vida.
À minha esposa pelo incentivo nos momentos de dificuldade, pelo carinho e
conforto sempre presentes.
Agradeço ao corpo docente da Faculdade de Engenharia Elétrica da
Universidade Federal do Pará, pela compreensão e apoio ao término do curso, e
especialmente ao Diretor da Faculdade, Profo MSc. Ronaldo Nonato Silva Lima.
Agradeço à Profa Dra Maria Emília de Lima Tostes a generosidade em dispor
do seu conhecimento na orientação deste trabalho e por despertar nos seus alunos
a paixão pela profissão da Engenharia.
Aos colegas da faculdade que ajudaram ao longo desta trajetória com seus
conselhos, palavras de incentivo e apoio nos momentos difíceis.
LISTA DE SÍMBOLOS ABB Asea Brown Boveri ACSI Abstract Common Service Interface ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica ASE Applied Systems Engineering CD Committee Draft CDA Common Data Attributes CDC Common Data Classes CDV Committee Draft for Voting CELPA Centrais Elétricas do Pará S.A. CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica CFE Comissión Federal de Eletricidad CID Configured IED Description CIGRÉ Conseil International des Grands Réseaux Électriques COPEL Companhia Paranaense de Energia CPFL Companhia Piratininga de Força e Luz CTEEP Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista DA Data Attributes DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora DIC Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por
Ponto de Conexão DMIC Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora
ou por Ponto de Conexão DNP Distributed Network Protocol DO Data Objects DPC Double Point Control DSP Digital Signal Processing DUT Device Under Test ELETROSUL Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A. EPRI Electric Power Research Institute FC Functional Constraints FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora FDIS Final Draft International Standard FIC Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora GOOSE Generic Oriented Object Substation Event GOSFME Generic Object Models for Substation and Feeder Equipment GSE Generic Substation Events GSSE Generic Substation Status Events ICD IED Capability Description IEC International Electrotechnical Commission IED Intelligent Electronic Device IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers IHM Interface Homem Máquina IP Internet Protocol IRIG Inter-Range Instrumentation Group
IS International Standard ISA Interconexión Eléctrica S.A LAPE Laboratório de Proteção Elétrica LC Logical Connections LD Logical Devices LN Logical Nodes LSSE Laboratório de Sistemas de Energia Elétrica MMS Manufacturing Message Specification MTBF Mean Time Between Failures MU Merging Unit NASA National Aeronautics and Space Administration NCIT Non Conventional Instrument Transformers Technology NWIP New Work Item Proposal OCIS Open Communication In Substations ONS Operador Nacional do Sistema PC Physical Connections PD Physical Device RCC Range Commanders Council SAS Substation Automation Systems SCADA Supervisory Control and Data Acquisition SCD Substation Configuration Description SCL Substation Configuration Language SCSM Specific Communication Service Mapping SEP sistemas especiais de proteção SIN Sistema Interligado Nacional SMV Sample Measured Values SSD System Specification Description TC Technical Committee TC Transformador de Corrente TCP Transmission Control Protocol TEP Tonelada Equivalente de Petróleo TISSUES Technical Issues TP Transformador de Potencial TR Technical Report TVA Tenesse Valley Authority UCA Utility Communications Architecture UFRJ Universidade Federal do Rio de Janeiro UHE Usina Hidrelétrica WD Working Draft WG Working Groups XML Extensible Markup Language
LISTA DE FIGURAS FIGURA 1.1: IMAGEM DA ILUMINAÇÃO DAS CIDADES DO PLANETA TERRA .......................................................... 13
FIGURA 1.2: CONSUMO DE ENERGIA PER CAPITA EM 2007 .................................................................................... 14
FIGURA 1.3: IMAGEM DO “APAGÃO” DE 2009 NA CAPITAL DO ESTADO DE SÃO PAULO ....................................... 16
FIGURA 1.4: RELÉ DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADOR ...................................................................................... 16
FIGURA 1.5: RELÉS ELETROMECÂNICOS ENCONTRADOS EM ALGUMAS SUBESTAÇÕES DA ELETRONORTE............ 17
FIGURA 1.6: DIFERENTES FUNÇÕES EXERCIDAS PELOS RELÉS DE PROTEÇÃO ....................................................... 18
FIGURA 1.7: DIVERSOS PROTOCOLOS DE COMUNICAÇÃO EM UMA SUBESTAÇÃO ................................................. 19
FIGURA 1.8: CABOS DE COBRE DESCARTADOS NA MODERNIZAÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO .................................. 20
FIGURA 1.9: CABOS RETIRADOS APÓS A DIGITALIZAÇÃO DA SUBESTAÇÃO SANTO ANTÔNIO DE POSSE .............. 20
FIGURA 1.10: MODELO CONCEITUAL DE SMART GRID ........................................................................................... 24
FIGURA 1.11: A RELEVÂNCIA DA IEC-61850 NO CONTEXTO DO SMART GRID ....................................................... 24
FIGURA 2.1: EVOLUÇÃO TEMPORAL DOS SAS ..................................................................................................... 39
FIGURA 3.1: DIVERSOS PROTOCOLOS ENCONTRADOS EM SISTEMAS DE AUTOMAÇÃO .......................................... 41
FIGURA 3.2: MEMBROS DOS GRUPOS DE TRABALHO (WORKING GROUPS) DO TC57 ............................................. 44
FIGURA 3.3: SEQÜÊNCIA DE APROVAÇÃO DA IEC-61850..................................................................................... 47
FIGURA 3.4: ARQUITETURA MULTIFABRICANTE TESTADA COM SUCESSO NO PROJETO OCIS .............................. 48
FIGURA 3.5: INTEGRAÇÃO DAS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO E CONTROLE EM UM MESMO IED ................................... 49
FIGURA 3.6: DIFERENTES TOPOLOGIAS DE REDE SUPORTADAS PELA IEC-61850 ................................................. 49
FIGURA 3.7: A LINGUAGEM DE CONFIGURAÇÃO DE SUBESTAÇÃO (SCL) ............................................................ 50
FIGURA 3.8: ESQUEMA DE TESTE DE CONFORMIDADE DE UM SISTEMA ................................................................ 50
FIGURA 3.9: MODELO DE DADOS BASEADO NO CONCEITO DE ORIENTAÇÃO A OBJETOS ....................................... 51
FIGURA 3.10: MODELO DE DADOS SIMPLIFICADO DE UM DISJUNTOR SEGUNDO A IEC-61850 .............................. 52
FIGURA 3.11: HIERARQUIA DA DECOMPOSIÇÃO LÓGICA DE UM DISPOSITIVO FÍSICO ............................................ 53
FIGURA 3.12: NÓS LÓGICOS RELACIONADOS AO GRUPO FUNÇÃO DE PROTEÇÃO .................................................. 54
FIGURA 3.13: OBJETOS DE DADOS QUE CONSTITUEM O NÓ LÓGICO XCBR .......................................................... 55
FIGURA 3.14: DEFINIÇÃO DOS ATRIBUTOS (DATA ATTRIBUTES) DO OBJETO DE DADOS POS .................................. 56
FIGURA 3.15: ESTRUTURA EM ÁRVORE DO OBJETO DE DADOS POS PERTENCENTE AO NÓ LÓGICO XCBR ............ 57
FIGURA 3.16: RESTRIÇÕES FUNCIONAIS DEFINIDAS PELA IEC-61850 .................................................................. 57
FIGURA 3.17: NOMENCLATURA PADRONIZADA PELA IEC-61850 ........................................................................ 58
FIGURA 3.18: ESTRUTURA GERAL DO MODELO DE DADOS SEGUNDO A IEC-61850 .............................................. 58
FIGURA 3.19: ESTRUTURA DA LINGUAGEM DE CONFIGURAÇÃO DE SUBESTAÇÃO DEFINIDA PELA NORMA ........... 60
FIGURA 3.20: TRECHO DE UM ARQUIVO SCL ....................................................................................................... 61
FIGURA 3.21: JANELA DO SOFTWARE OPENSCL TOOLS ....................................................................................... 61
FIGURA 3.22: JANELA DO SOFTWARE VISUAL SCL®, PROPRIEDADE DA ASE, INC. .............................................. 62
FIGURA 3.23: ARQUITETURA DO SISTEMA DE CONFIGURAÇÃO QUE UTILIZA A LINGUAGEM SCL ......................... 63
FIGURA 3.24: ETAPAS DO PROCESSO DE PROJETO DE SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES ...................... 63
FIGURA 3.25: CONFIGURADOR DE SISTEMA DE AUTOMAÇÃO ............................................................................... 64
FIGURA 3.26: ARQUITETURA DE COMUNICAÇÃO ................................................................................................. 66
FIGURA 3.27: NÍVEIS E INTERFACES LÓGICAS DE UM SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES ...................... 67
FIGURA 3.28: ESTRUTURA DE ALOCAÇÃO DE FUNÇÕES ....................................................................................... 67
FIGURA 3.29: COMUNICAÇÃO NO MODO VERTICAL ............................................................................................. 68
FIGURA 3.30: MODOS HORIZONTAIS DE TRANSMISSÃO DE DADOS ....................................................................... 69
FIGURA 3.31: COMUNICAÇÃO NO MODO HORIZONTAL ......................................................................................... 69
FIGURA 3.32: SINCRONIZAÇÃO DO TEMPO PADRÃO IRIG-B ................................................................................ 70
FIGURA 3.33: SERVIDOR DE TEMPO IRIG-B PRODUZIDO PELA MEINBERG® ........................................................ 71
FIGURA 3.34: TIPOS DE MENSAGENS DEFINIDAS PELA IEC-61850 ....................................................................... 72
FIGURA 3.35: TRANSMISSÃO DE MENSAGENS GOOSE ........................................................................................ 72
FIGURA 3.36: MECANISMO DE RETRANSMISSÃO DE MENSAGEM GOOSE ............................................................ 73
FIGURA 3.37: UNIDADE DE CONFORMAÇÃO DE DADOS (MERGING UNIT) ............................................................. 74
FIGURA 3.38: UNIDADE DE CONFORMAÇÃO DE DADOS (MERGING UNIT) MONTADA EM CAMPO .......................... 74
FIGURA 3.39: ASPECTO CONSTRUTIVO DE UMA MERGING UNIT ........................................................................... 75
FIGURA 3.40: DIAGRAMA DE BLOCO SIMPLIFICADO DE UMA MERGING UNIT ....................................................... 75
FIGURA 3.41: CERTIFICADO DE CONFORMIDADE EMITIDO PELA KEMA .............................................................. 76
FIGURA 3.42: CONEXÃO FÍSICA PARA TESTES FUNCIONAIS .................................................................................. 77
FIGURA 3.43: EQUIPAMENTOS DE TESTE DE CONFORMIDADE DA OMICRON® ...................................................... 77
FIGURA 3.44: UTILIZAÇÃO DOS DADOS DE CONFIGURAÇÃO NOS TESTES DO SISTEMA .......................................... 78
FIGURA 4.1: GRÁFICO DOS CICLOS DE TENDÊNCIA GARTNER ............................................................................. 81
FIGURA 4.2: GRÁFICO DOS CICLOS DE TENDÊNCIA PARA O PANORAMA MUNDIAL DA IEC-61850 ........................ 83
FIGURA 5.1: EVOLUÇÃO DAS COMUNICAÇÕES DOS IED....................................................................................... 87
LISTA DE TABELAS TABELA 1.1 - INDICADORES DE QUALIDADE DE ENERGIA: MÉDIA ANUAL BRASILEIRA ...................................... 15
TABELA 1.2 - IMPACTOS DA ADOÇÃO DA NORMA IEC-61850 FRENTE AOS PROTOCOLOS PROPRIETÁRIOS ........... 22
TABELA 3.1 - DATAS DE INÍCIO DAS ATIVIDADES E DE PUBLICAÇÃO DAS PARTES DA NORMA IEC-61850 ........... 47
TABELA 3.2 - GRUPOS DE NÓS LÓGICOS DEFINIDOS PELA IEC-61850 .................................................................. 53
TABELA 3.3 - ARQUIVOS DE CONFIGURAÇÃO DA SCL ......................................................................................... 59
SUMÁRIO Capítulo 1 – Introdução .......................................................................................... 13
1.1 Aspectos gerais........................................................................................................................... 13 1.2 A norma IEC 61850 .................................................................................................................... 18 1.3 Objetivos ..................................................................................................................................... 25
1.3.1 Objetivo geral ....................................................................................................................... 25 1.3.2 Objetivos específicos ........................................................................................................... 25
1.4 Organização do texto .................................................................................................................. 25
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica ......................................................................... 27
2.1 Visão geral .................................................................................................................................. 27 2.2 Experiências de aplicação da IEC-61850 ................................................................................... 31 2.3 Testes de sistemas baseados na norma .................................................................................... 34 2.4 Perspectivas futuras proporcionadas pelo padrão ..................................................................... 38
Capítulo 3 – A Norma IEC-61850 ............................................................................ 41
3.1 Histórico ...................................................................................................................................... 41 3.2 Principais características da norma ............................................................................................ 47 3.3 Modelo de dados......................................................................................................................... 51 3.4 Linguagem de Configuração de Subestação .............................................................................. 59 3.5 A comunicação na visão da IEC-61850 ...................................................................................... 65
3.5.1 Arquitetura de comunicação ................................................................................................ 65 3.5.2 Mensagens GOOSE e SMV ................................................................................................ 71
3.6 Testes de conformidade e do sistema ........................................................................................ 75
Capítulo 4 – Avaliação Crítica da Norma IEC-61850 ............................................. 79
4.1 Análise da necessidade de adoção da IEC-61850 ..................................................................... 79 4.1.1 Metodologia dos Ciclos de Tendência da Gartner Research .............................................. 79 4.1.2 Análise da IEC-61850 conforme a metodologia dos ciclos de tendência ........................... 81
4.2 Barreiras e limitações da IEC-61850 .......................................................................................... 84
Capítulo 5 – Conclusões ......................................................................................... 86
5.1 Sugestão para trabalhos futuros ................................................................................................. 88
Referências .............................................................................................................. 89
RESUMO O presente trabalho tem como finalidade apresentar os fundamentos da
norma IEC 61850, analisando as experiências obtidas a partir da aplicação do
referido padrão de comunicação de dados nos processos de supervisão, controle e
automação de subestações. Este trabalho também apresenta o histórico do
processo discussão, criação e estabelecimento da mencionada norma pelo
International Electrotechnical Commission (IEC), além de analisar as vantagens
técnicas e econômicas percebidas no processo de implantação do padrão nas
instalações novas ou existentes, suas limitações operacionais e os mais recentes
avanços na área de automação de subestações proporcionados pela padronização
do protocolo de comunicação de dados entre dispositivos de diferentes fabricantes.
13
Capítulo 1 – Introdução
1.1 Aspectos gerais
O grau de desenvolvimento de uma nação pode ser medido pelo consumo de energia
elétrica da sua sociedade. A Agência Espacial Norte-Americana (NASA) divulga na sua
página na Internet (http://visibleearth.nasa.gov) imagens noturnas do planeta Terra geradas
por satélite. Os pontos claros da FIG. 1.1 apontam os países que mais consomem energia
elétrica segundo a sua urbanização, indicando a correlação existente entre consumo de energia
elétrica e desenvolvimento.
FIGURA 1.1: Imagem da iluminação das cidades do planeta Terra
Fonte: MAYHEW; SIMMON (2000)
Segundo Goldemberg (1998), na maioria dos países onde o consumo de energia
comercial per capita está abaixo de uma Tonelada Equivalente de Petróleo (TEP) por ano, as
taxas de analfabetismo, mortalidade infantil e fertilidade total são altas e a expectativa de vida
é baixa. Goldemberg também afirma que o consumo de energia acima de 1TEP/ano é
essencial ao desenvolvimento de uma nação, além do que, os países onde o patamar de
2TEP/ano é ultrapassado possuem condições sociais consideravelmente melhores. A FIG. 1.2
mostra o consumo anual de energia elétrica per capita em TEP no ano de 2007.
14
FIGURA 1.2: Consumo de energia per capita em 2007
Fonte: BP Global (2008 citado por ANEEL, 2008)
De acordo com a terceira edição do Atlas de Energia Elétrica do Brasil (ANEEL,
2008), o país superou, no ano de 2007, a marca de 100 mil MW em potência instalada, 75%
de fonte hídrica e 25% de fonte térmica. Dados de setembro de 2008 fornecidos pelo Atlas
indicam a existência de aproximadamente 61 milhões de unidades consumidoras em 99% dos
municípios brasileiros, dos quais 85% são consumidores residenciais.
Para que a demanda da sociedade por energia elétrica seja plenamente satisfeita, é
necessário garantir que este recurso esteja disponível em quantidade suficiente e que seja
fornecido continuamente com qualidade. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL),
órgão regulador do sistema elétrico brasileiro, estabeleceu na resolução no 24 de 27 de janeiro
de 2000 os indicadores destinados a mensurar a qualidade de energia elétrica fornecida pelas
concessionárias. Nesta resolução, foram definidos indicadores como o DEC (Duração
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora), o DIC (Duração de Interrupção
Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão), o DMIC (Duração Máxima
de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão), medidos em
número de horas. Além destes indicadores, a citada resolução da ANEEL também define o
FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e o FIC (Frequência
de Interrupção Individual por Unidade Consumidora), medidos em número de interrupções no
fornecimento de energia elétrica ao consumidor em um determinado período de observação. A
TAB. 1.1 mostra a evolução do DEC e FEC médio anual brasileiro entre os anos de 1997 e
2007.
15
TABELA 1.1
Indicadores de Qualidade de Energia: Média Anual Brasileira
ANO DEC FEC
1997 27,19 21,68
1998 24,05 21,68
1999 19,85 17,59
2000 17,44 15,29
2001 16,57 14,56
2002 18,07 14,84
2003 16,66 13,12
2004 15,81 12,12
2005 16,83 12,62
2006 16,33 11,71
2007 16,08 11,72
Fonte: ANEEL (2008)
Pode-se observar a queda de aproximadamente 40% no DEC e de 46% no FEC entre
os anos de 1997 e 2007, resultado do estabelecimento das metas de qualidade de fornecimento
de energia pelo órgão regulador do setor elétrico. A perspectiva restritiva imposta pela
regulamentação estimulou a busca por tecnologias mais eficientes e automatizadas de
supervisão, controle e proteção de sistemas elétricos de potência.
A interrupção no fornecimento de energia elétrica pode ser bastante prejudicial para a
sociedade moderna. A exemplo do que aconteceu no dia 11 de novembro de 2009, o sistema
elétrico brasileiro experimentou as sérias consequências de falhas nos sistemas de transmissão
e distribuição da energia elétrica gerada pela UHE Itaipu.
Neste emblemático episódio, foram afetados dezoito Estados das regiões sul, sudeste,
centro-oeste e nordeste, além do Paraguai. Sinais de trânsito, metrôs, indústrias, comércios,
hospitais e residências ficaram sem energia durante mais de três horas. A imprensa e a
sociedade brasileira questionaram intensamente a confiabilidade da rede de transmissão e do
parque de subestações do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Alguns dos fatores que contribuem para a interrupção do fornecimento de energia
elétrica podem estar associados a fenômenos naturais como os raios, chuvas ou ventania.
Aspectos de natureza aleatória como falhas de equipamentos e acidentes envolvendo o
sistema, além de operações e manobras normais, como surtos de chaveamento, bancos de
capacitores e atividades de manutenção também podem afetar o fornecimento de energia
elétrica, conforme aponta Oleskovicz (2007 citado por Miranda, 2009).
16
FIGURA 1.3: Imagem do “apagão” de 2009 na capital do Estado de São Paulo
Fonte: GUATELLI (2009)
Miranda (2009) afirma que os efeitos dos distúrbios de energia nos equipamentos
eletrônicos podem resultar na perda das instruções de programação, alteração na informação
de endereços e nas memórias, travamento de processos, falha na composição de imagens,
interferências em medições, reinicializações e desligamentos indesejados, além de
acionamento incorreto de dispositivos.
Para assegurar a continuidade e a qualidade do fornecimento de energia elétrica, seja
limitando a duração e frequência das interrupções seja protegendo os equipamentos e as
instalações de condições anormais de funcionamento da rede, devem ser implementados
esquemas de supervisão, proteção e controle de sistemas elétricos de potência.
Mais recentemente, pelo desenvolvimento e disponibilidade de novas tecnologias ao
setor elétrico, as funções de supervisão, proteção e controle vem sendo realizadas por
dispositivos microprocessados (relés digitais) capazes de realizar múltiplas funções no mesmo
equipamento. A FIG. 1.4 mostra um dispositivo eletrônico de proteção de transformador do
fabricante Asea Brown Boveri (ABB).
FIGURA 1.4: Relé de Proteção de Transformador
Fonte: ABB (2010)
17
Embora a tecnologia dos relés microprocessados esteja disponível, os relés
eletromecânicos ainda podem ser encontrados funcionando perfeitamente em algumas
subestações e continuam a ser fabricados e comercializados pela indústria. Parte da resistência
à mudança do paradigma analógico para o digital pode ser explicada pela característica
conservadora do setor elétrico, pelo alto custo dos equipamentos analógicos, pela estabilidade
operativa dos equipamentos e pelo amplo conhecimento sobre o funcionamento dos relés
eletromecânicos. Porto (2009) apresenta exemplos de relés eletromecânicos em operação nas
subestações das Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (Eletronorte), conforme mostram
as FIG. 1.5 (a), 1.5 (b) e 1.5 (c).
(a) (b) ©
FIGURA 1.5: Relés eletromecânicos encontrados em algumas subestações da Eletronorte
(a) Relé de sobre-corrente
(b) Relé de distância
(c) Relé diferencial
Fonte: PORTO (2009)
Segundo Pereira e Spritzer (2007), a partir da consolidação da tecnologia
microprocessada dos relés digitais foi possível alcançar menores custos de operação e
manutenção de uma subestação, com maior precisão nas medidas coletadas, maior rapidez de
operação, maior número de funções de proteção integradas, maior flexibilidade de faixas de
ajuste de proteção, menor necessidade de manutenção, com maior tempo médio entre falhas
(Mean Time Between Failures – MTBF), maior confiabilidade do sistema e menor desgaste de
peças internas do dispositivo a partir da redução das partes móveis no equipamento de
proteção, redução do espaço físico, além da maior capacidade de comunicação, pois as novas
tecnologias baseadas no padrão Ethernet permitem velocidades de transmissão de dados na
faixa de 100Mbits/s a 1Gbit/s. Os referidos autores ainda apontam redução de custos com
18
operadores, já que a automação dos processos permite que a subestação fique desassistida, a
garantia de continuidade do fornecimento de energia elétrica durante a transição para o novo
paradigma, a maior gama de informações disponibilizada ao usuário, com consequente
facilidade na tomada rápida de decisões a partir do acesso remoto aos dados do equipamento
em tempo real, e o incremento nos ativos da empresa com a modernização do seu parque
tecnológico instalado.
As FIG. 1.6 (a) e 1.6 (b) mostram como atualmente os relés digitais podem incorporar
várias funções dentro de uma instalação. Na FIG. 1.6 (a), um relé diferencial de linha pode
comandar um outro relé de proteção de transformador, assim como a FIG. 1.6 (b) mostra um
relé de proteção de transformador monitorando dois transformadores ao mesmo tempo.
(a) (b)
FIGURA 1.6: Diferentes funções exercidas pelos relés de proteção
(a) Relé diferencial de linha comandando um outro relé de proteção de transformador
(b) Relé de proteção de transformador monitorando dois transformadores
Fonte: SANTOS; PEREIRA (2007)
1.2 A norma IEC 61850
Com a crescente disponibilidade de equipamentos computadorizados, os sistemas
elétricos de potência vinham experimentando descompasso entre a vida útil mais longa do
hardware em contraponto ao curto ciclo de vida dos softwares aplicativos os quais vem
incorporando cada vez mais rápido novas funcionalidades aos dispositivos de automação.
19
Considerando que a expectativa de vida útil dos equipamentos presentes nos sistemas
elétricos de potência pode facilmente ultrapassar trinta anos, o grande desafio de automatizar
tais sistemas consiste em proporcionar a comunicação entre dispositivos de diversos
fabricantes, além de permitir a substituição de equipamentos no final da sua vida útil por
componentes mais atualizados, mesmo que produzidos por fabricantes diferentes.
Em uma subestação é bastante comum encontrar relés digitais produzidos por vários
fabricantes e, em alguns casos, de gerações tecnológicas diferentes. Portanto, da necessidade
de estabelecer a comunicação entre dispositivos de vários fabricantes tornou-se imperativo
elaborar softwares de interface de comunicação, os chamados gateways. Estes programas de
conversão, ou tradução, entre protocolos proprietários de comunicação de dados
incorporavam custo adicional ao sistema de supervisão, proteção e controle, tornando a sua
implantação mais demorada e o tempo de resposta a falhas ou a eventos mais lento.
Marquez et al (2003) afirmam que nesta perspectiva os projetos e o comissionamento
de subestações contavam com custos mais altos em função da complexidade do sistema, seja
pelo crescente número de dispositivos funcionando com inúmeros protocolos proprietários de
uma diversidade de fabricantes, seja pela dificuldade de implementação de modificações ou
novas funcionalidades realizadas diretamente no hardware.
A FIG. 1.7 mostra exemplos de diversos protocolos de comunicação existentes no
mercado, ilustrando a complexidade da questão da comunicação de dados nas subestações.
FIGURA 1.7: Diversos protocolos de comunicação em uma subestação
Fonte: SANTOS; PEREIRA (2007)
20
Por outro lado, a necessidade de instalação de um grande número de cabos e fiações de
comando e controle dentro da subestação por conta de dispositivos analógicos, como os relés
eletromecânicos, era outro aspecto relevante que vinha contribuindo para tornar o sistema
mais complexo, além do que se tornava imperativa a presença de vários dispositivos
redundantes para aumentar a confiabilidade do sistema e a consequente criação de
complicadas lógicas com relés para intertravamento de processos, o que implicava custos
adicionais de operação em virtude da dificuldade no gerenciamento e manutenção das
instalações, conforme apontam Pellini e Yamada (2001). As FIG. 1.8 e 1.9 mostram a grande
quantidade de cabos de cobre descartados na modernização de duas subestações.
FIGURA 1.8: Cabos de cobre descartados na modernização de uma subestação
Fonte: DOLEZILEK; WHITEHEAD; SKENDZIC (2010)
FIGURA 1.9: Cabos retirados após a digitalização da subestação Santo Antônio de Posse
Fonte: KIMURA (2009)
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Conforme Pereira et al (2007), é possível reduzir sensivelmente a quantidade de cabos
e de pontos de entrada e saída dos equipamentos digitais se houver compartilhamento das
várias informações do processo entre os diversos subsistemas. Deste modo, as informações
relacionadas a um processo podem ser coletadas pelos relés de proteção e compartilhadas com
o sistema de supervisão e controle, otimizando o uso da grande quantidade de memória
distribuída pelo sistema. A integração das funções de proteção, supervisão e controle pode
assim reduzir o número de cabos e equipamentos, simplificar o projeto, reduzindo custos e
aumentando a confiabilidade do sistema.
Entre os anos de 2002 e 2005, depois de vários anos de estudos, a Comissão
Eletrotécnica Internacional (IEC) publicou a norma internacional intitulada IEC-61850 que
tem como finalidade padronizar o protocolo de comunicação de dados entre dispositivos de
diferentes fabricantes presentes nas subestações, de tal modo que futuros avanços
tecnológicos possam ser incorporados aos dispositivos eletrônicos, evitando conflitos de
integração entre equipamentos de diversas gerações tecnológicas. As consequências diretas da
padronização são a interoperabilidade e a possibilidade de intercambialidade entre
dispositivos eletrônicos de fabricantes diferentes.
Segundo Miranda (2009), por intercambialidade, entende-se a possibilidade de
permutação ou substituição de equipamentos produzidos por diferentes fabricantes sem que
seja necessário alterar os demais elementos constituintes do sistema. Por interoperabilidade,
compreende-se a possibilidade de troca de informações entre dois ou mais equipamentos de
inteligência semelhante, em que o receptor deve entender a estrutura de dados e o seu
significado baseado nos atributos de dados recebidos na comunicação, compartilhando
informações entre dispositivos de diversos fabricantes sem a necessidade de conversores de
protocolos (gateways).
A IEC-61850 é composta por dez partes que tratam detalhadamente dos requisitos
necessários à automação de subestações. Miranda (2005), assim como Mackiewicz (2006),
aponta as seguintes vantagens da adoção da norma estabelecida pela IEC:
Comunicação em alta velocidade entre dispositivos;
Comunicação entre redes do sistema;
Interoperabilidade entre equipamentos de diferentes fabricantes;
Facilidade para amostragem de valores de corrente e tensão;
Auto-configuração dos dispositivos;
Alta confiabilidade e segurança.
22
Miranda (2005) realizou análise comparativa da adoção da IEC-61850 em relação aos
protocolos proprietários, obtendo os resultados resumidos na TAB. 1.2.
TABELA 1.2
Impactos da adoção da norma IEC-61850 frente aos protocolos proprietários
Descrição Protocolos
Proprietários IEC-61850
Impacto (Em relação à IEC-61850)
Equipamento $ $$ Negativo
Instalação $$ $ Positivo
Configuração $ $ Similar
Manutenção e Reconfiguração $$$ $ Positivo
Flexibilidade $$$ $ Positivo
Escalabilidade $$$ $ Positivo
Fonte: MIRANDA (2005)
Mackiewicz (2006) enumera alguns benefícios obtidos com a adoção da norma IEC-
61850 e que não são contemplados pelos protocolos proprietários. Segundo o referido autor, a
implementação da norma permite menores custos de instalação, percebido pelos menores
custos com cabeamento, conduítes, dutos e com construção civil, menores custos com
transdutores, redução de custos de comissionamento, menores custos de migração já que é
pequena a diferença entre os equipamentos de diferentes fabricantes, menores custos com
escalabilidade, ou seja, extensões do sistema são realizadas de modo mais simples sem que
seja necessária a total reconfiguração dos dispositivos. A adoção da norma também resulta em
redução de custos de integração, pois a padronização permite que as subestações sejam
integradas através da mesma tecnologia de comunicação em vários níveis, além da facilidade
de implementação de novas funcionalidades.
Outros diferenciais da norma estão relacionados à definição do modelo abstrato de
dados e serviços os quais representam as funções de supervisão, proteção e controle de
subestações, aos padrões de testes de conformidade em relação aos requisitos da norma, além
da definição da linguagem de configuração dos dispositivos de automação presentes na
subestação, denominada SCL (Substation Configuration Language), a qual se baseia na
sintaxe XML (eXtensible Markup Language). Esta última facilidade permite a rápida
configuração dos dispositivos de automação, economizando esforços e custos com a
configuração do sistema. Mackiewicz (2006) exemplifica que um relé digital baseado na IEC-
61850 tem a capacidade de detectar e reconhecer Transformadores de Corrente (TC) e
Transformadores de Potencial (TP), automaticamente e sem a interação do usuário, quando
conectados à entrada do dispositivo.
23
A IEC-61850 utiliza a modelagem de dados orientada a objetos a partir da definição de
nós lógicos (Logical Nodes – LN) que são agrupamentos funcionais de dados que
correspondem às menores funções dentro da subestação, como uma chave seccionadora. A
cada nó lógico estão associados os objetos de dados (Data Objects – DO) e os atributos de
dados (Data Attributes – DA) que representam informações como a sua posição (fechada ou
aberta), o seu modo de operação (local ou remoto), o número de acionamentos, dentre outros.
A coleção de nós lógicos corresponde aos dispositivos lógicos (Logical Devices – LD) os
quais estão relacionados às funções mais gerais dentro da subestação, como a proteção de
distância. Por sua vez, os vários dispositivos lógicos são agrupados no dispositivo físico
(Physical Device – PD), correspondendo ao equipamento que se conecta à rede de
comunicação, como o relé digital. Este componente é conhecido como dispositivo eletrônico
inteligente (Intelligent Electronic Device – IED).
No intuito de contemplar os variados aspectos de supervisão, controle e proteção de
subestações, a norma IEC-61850 estabelece 92 nós lógicos identificados por um acrônimo de
4 letras. Por exemplo, o nó lógico XCBR identifica um disjuntor, assim como o nó lógico
CSWI identifica o controlador de uma chave seccionadora ou disjuntor e o nó lógico PTOC
identifica a proteção temporizada de sobre-corrente (FREITAS;LEMOS, 2009).
Em resumo, a IEC-61850 foi elaborada a partir do esforço de vários especialistas na
área de automação de sistemas elétricos de potência a nível internacional em conjunto com os
diversos fabricantes de equipamentos, tendo como finalidade padronizar e consolidar a
importância do software nos sistemas de automação de subestações, em virtude da evolução
tecnológica proporcionada pelos dispositivos eletrônicos inteligentes (IED) baseados em
microprocessadores e pelas tecnologias de comunicação de dados disponíveis atualmente.
Santos e Pereira (2007) afirmam que a norma IEC-61850 está passando por um estágio
de experimentação, buscando romper paradigmas que impedem avanços na implementação do
padrão inovador. Os autores também ressaltam a importância de qualificação do pessoal e a
realização de experimentos práticos que subsidiem a estratégia de ruptura com a geração
tecnológica anterior baseada nos múltiplos protocolos proprietários.
Mais recentemente, a partir da introdução e consolidação da tecnologia das
comunicações no setor elétrico, vem acontecendo movimentações da indústria, da academia e
dos órgãos de normalização no sentido de integrar sistemas de energia elétrica dentro do
conceito de redes de energia inteligentes, os chamados smart grids.
A FIG. 1.10 mostra o modelo conceitual do smart grid, destacando as interconexões
entre os diferentes sistemas envolvidos.
24
FIGURA 1.10: Modelo conceitual de smart grid
Fonte: INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION (2010)
Neste contexto, a IEC-61850 tem responsabilidade de integrar os sistemas de
distribuição de energia à rede de energia inteligente, como mostra a FIG. 1.11.
FIGURA 1.11: A relevância da IEC-61850 no contexto do smart grid
Fonte: INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION (2010)
25
1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo geral
O presente trabalho tem como objetivo geral apresentar os fundamentos da norma IEC
61850, analisando criticamente as vantagens, as limitações e os desafios da implementação da
norma nos sistemas de supervisão, controle e proteção de subestações, a partir das
experiências nacionais e internacionais relatadas na literatura especializada.
1.3.2 Objetivos específicos
No intuito de alcançar o objetivo geral, serão tratados os seguintes aspectos:
Descrever as vantagens da evolução dos sistemas de supervisão,
controle e proteção de subestações de energia elétrica;
Conhecer o estado da arte do padrão IEC-61850;
Analisar criticamente as vantagens e limitações da aplicação da
norma a partir de experiências nacionais e internacionais;
Discutir os procedimentos de testes de conformidade do sistema de
supervisão, controle e proteção de subestações;
Conhecer as perspectivas futuras de evolução da norma.
1.4 Organização do texto
O texto está organizado em cinco capítulos os quais exploram diferentes aspectos
relacionados à norma IEC-61850 intitulada “Redes de Comunicação e Sistemas para
automação de Concessionárias de Energia Elétrica”.
O primeiro capítulo apresenta a importância da energia elétrica para a sociedade,
mostrando a correlação existente entre os indicadores de qualidade do fornecimento de
energia elétrica e a modernização dos sistemas de automação de subestações. Em seguida, são
apresentadas as dificuldades percebidas antes do surgimento da IEC-61850, principalmente no
que concerne ao grande número de protocolos e gateways presentes nas subestações. No
intuito de conhecer as potencialidades da norma, são enumeradas as vantagens técnicas e
econômicas da adoção do referido padrão e suas características principais.
26
No capítulo 2 são analisados os trabalhos publicados na literatura especializada no que
diz respeito à IEC-61850, sendo apresentada a visão geral da norma, as experiências práticas
na utilização do padrão, os testes de sistemas baseados na norma e as perspectivas futuras da
IEC-61850 apontada por estudiosos do tema.
Posteriormente, o capítulo 3 se destina ao conhecimento dos detalhes da norma. Neste
capítulo é apresentado o histórico que levou à criação da IEC-61850 pelo Comitê
Eletrotécnico Internacional (IEC), assim como são detalhadas as características da norma, o
modelo de dados utilizado pelo padrão, a linguagem de configuração de subestação, a
arquitetura de comunicação, o mecanismo de troca de mensagens de alta prioridade (GOOSE
e GSSE) e os testes de conformidade e de sistema.
O capítulo 4 é reservado para a análise crítica da adoção do padrão pelas
concessionárias de energia, suas barreiras e limitações sob os pontos de vista técnico e
econômico, discutindo a situação atual a nível mundial, nacional e regional, além da
viabilidade da adoção do padrão pelas concessionárias utilizando o conceito gráfico dos ciclos
de tendência desenvolvido pela Consultoria Gartner®.
Ao final, no capítulo 5 são apresentadas as conclusões do trabalho realizado,
enumerando os seus pontos de continuidade.
27
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
O surgimento de um novo paradigma é sempre acompanhado de um período que
envolve incertezas, insegurança e resistência. Por outro lado, é um momento inspirador para
exercitar a inovação e a capacidade de romper com antigos modelos.
Desde que a norma IEC-61850 tornou-se realidade, muito esforço vem sendo realizado
pelos engenheiros, pesquisadores e pela indústria na direção de conhecer e explorar ao
máximo as potencialidades deste novo padrão de automação de subestações, já que se trata da
evolução de um paradigma baseado em hardware com foco em sinais físicos, para uma
filosofia baseada em software com ênfase em dados e informações, permitindo
fundamentalmente maiores velocidades de comunicação e menores custos de operação do
sistema.
A seguir são apresentados os resultados de pesquisas e aplicações em quase uma
década de vigência da norma IEC-61850, relatando os assuntos mais abordados pelos autores
na literatura especializada.
2.1 Visão geral
Os primeiros artigos referentes ao novo padrão de comunicação de dispositivos de
supervisão, controle e proteção de subestações procuraram mostrar principalmente as
vantagens da tecnologia dos dispositivos e das filosofias de projeto baseados na norma. Nos
primeiros cinco anos que se seguiram ao lançamento da IEC-61850, as dificuldades e
limitações inerentes à adoção do novo paradigma foram pouco retratadas nos trabalhos
técnicos e acadêmicos.
Oliveira, Schubert e Wong (2003) apresentam como desafio da automação de
subestações a integração de dispositivos, dada a multiplicidade de protocolos de comunicação
existentes, destacando os altos custos envolvidos no desenvolvimento de dispendiosos
gateways (conversores de protocolo) e no maciço treinamento de pessoal para a operação de
equipamentos funcionando com diferentes protocolos. Os autores apontam as dificuldades de
investimento das concessionárias de energia na modernização do seu parque de subestações
quando se deparam com a grande diferença entre o extenso ciclo de vida dos equipamentos de
campo que fica em torno de 40 anos em comparação ao curto ciclo de vida dos equipamentos
de controle e proteção, geralmente em torno de 15 anos. Segundo os autores, a busca por um
28
único protocolo mundialmente padronizado deve pressupor redução nos custos com
dispositivos de controle e proteção de modo que a interoperabilidade entre equipamentos seja
viável economicamente, assegurar os investimentos realizados na modernização dos
dispositivos a partir da intercambialidade de equipamentos de gerações tecnológicas
diferentes com um mínimo de alterações, simplificar a engenharia envolvida nos projetos de
sistemas de automação de subestações, possibilitar a flexibilização do sistema em relação a
mudanças na filosofia de operação específica do cliente, além de assegurar a
interoperabilidade entre dispositivos de fabricantes diferentes através da realização de testes
de conformidade. Após a apresentação das principais características e histórico da norma IEC-
61850, os autores apontam como benefícios para o cliente a interoperabilidade entre
dispositivos eletrônicos inteligentes (Intelligent Electronic Devices – IED), a eliminação de
gateways com a consequente redução nos atrasos de comunicação, diminuição no número de
equipamentos e na quantidade de erros em razão da conversão de protocolos. Os autores ainda
apontam como benefícios a redução de cabeamento face à comunicação serial, o menor tempo
de configuração, maiores velocidades de comunicação, maior acesso a redes públicas e
privadas, com possibilidades de reduzir visita de pessoal ou mesmo desassistir a subestação, a
preservação nos investimentos dos clientes, já que a norma IEC-61850 é considerada à prova
de futuro, além da grande flexibilidade de configuração.
Mais especificamente, Fay (2003) compara as normas IEC-60870-5-104 e IEC-61850
no que diz respeito às características de cada padrão em relação aos seus aspectos
operacionais, identificando as semelhanças e diferenças entre as normas. O autor afirma que
as subestações que já estão funcionando com o padrão IEC-60870-5-104 podem facilmente
migrar para a IEC-61850 já que existe compatibilidade entre estas normas, além da
possibilidade de utilização da infra-estrutura já instalada a qual é baseada na tecnologia
Ethernet e no protocolo de transporte TCP/IP (Transmission Control Protocol/Internet
Protocol), significando segurança dos investimentos de longo prazo para as empresas.
Segundo Fay, a diferença essencial entre os dois padrões está relacionada ao modelo de
dados. Enquanto que no padrão IEC-60870-5-104 o modelo de dados é orientado a sinais, na
norma IEC-61850 a modelagem de dados é orientada a objetos. O autor ressalta a vantagem
de que no padrão IEC-61850 o objeto é transmitido junto com os seus dados e atributos a
exemplo do transporte de uma estrutura molecular em que informações mais detalhadas
seguem junto com a estrutura completa do objeto.
Miranda (2005) resume os principais pontos da norma IEC-61850 e faz uma análise
comparativa da questão econômica deste padrão frente aos protocolos proprietários. O autor
29
constatou a vantagem da norma nos quesitos instalação, manutenção e reconfiguração,
flexibilidade e escalabilidade. Miranda também apresenta como benefícios da linguagem de
configuração de subestações (Substation Configuration Language – SCL) a redução drástica
do trabalho manual de configurar os IED, a possibilidade de configurar os dispositivos sem
que o equipamento esteja conectado à rede (off-line) e a padronização dos arquivos de
configuração.
Pereira et al (2005) afirmam que as vantagens para evoluir para um sistema integrado
baseado na norma IEC-61850 são a capacidade de reduzir a quantidade de cabos e assim
simplificar o projeto da subestação, reduzindo custos e aumentando a confiabilidade. Os
autores relatam que a ampla gama de informações disponibilizadas pelos relés digitais pode
alimentar sistemas de proteção, supervisão e controle de subestações, além de centros de
análises de distúrbios, resultando no aumento da rapidez na recomposição do sistema após a
ocorrência de faltas, na possibilidade de elaboração automática de estatísticas de falhas e na
complementação das análises de distúrbios e de qualidade de energia fornecida. No artigo os
autores descrevem que a comunicação entre dispositivos é realizada através de mensagens
classificadas conforme seu nível de prioridade (alta, média ou baixa). As mensagens de alta
prioridade, conhecidas como mensagens GOOSE (Generic Object Oriented Substation
Event), correspondem aos valores amostrados de grandezas analógicas e aos sinais como
bloqueio, desbloqueio, disparo e proteção. As mensagens de média prioridade são
informações operacionais como estados de equipamentos e as mensagens de baixa prioridade
correspondem às informações de configuração como os ajustes em relés e transferências de
arquivos. Os autores ainda apontam como tendências o uso da Internet para a comunicação
entre os IED, a possibilidade de utilização de sistemas especialistas, graças ao aumento da
capacidade dos dispositivos inteligentes, a presença cada vez maior de interfaces de usuários
baseada em computador no lugar de painéis de supervisão com esquemas gráficos que
simulam o barramento físico, menores edifícios de controle de subestações, além do que a
migração suave de arquiteturas possibilita agilidade na implementação de novas tecnologias.
Siqueira e Fonseca (2007) também realizaram análise comparativa minuciosa entre
protocolos. No estudo foram apresentados inicialmente os princípios básicos dos protocolos
DNP 3.0 e os padrões IEC-60870-5-101 e IEC-61850, a seguir, analisadas as diferenças e
semelhanças em relação às suas características gerais, serviços operacionais, descrição dos
processos de dados, serviços de autodescrição, arquitetura e comunicação, configuração on-
line e off-line. Os autores destacam que os protocolos DNP 3.0 e IEC-60870-5-101 tem como
meta otimizar a utilização da banda de comunicação e do hardware enquanto que a IEC-
30
61850 busca simplificar a integração e engenharia de dispositivos e dados, permitindo a
reutilização de modelos. Em contrapartida, os autores mencionam a menor oferta de produtos
segundo o padrão IEC-61850 em relação aos dois outros protocolos e a necessidade de maior
banda de comunicação nos dispositivos que utilizam a norma IEC-61850, já que as
mensagens geradas neste protocolo possuem maior tamanho. No trabalho também são
traçadas estratégias de migração gradativa para o padrão IEC-61850.
Conforme Santos e Pereira (2007), um dos pontos fortes da norma IEC-61850 é a
definição da modelagem de dados, assegurando a estabilidade do padrão em relação ao rápido
avanço tecnológico dos equipamentos. Na abordagem orientada a objetos prevista pela norma,
as funções de supervisão, controle e proteção na subestação são definidas a partir de objetos
menores denominados nós lógicos (Logical Nodes) os quais se comunicam entre si e possuem
as informações relevantes a serem transmitidas. Os autores também apontam como diferencial
da norma a possibilidade de livre alocação de funções, isto é, as funcionalidades necessárias
ao correto funcionamento da subestação podem estar alocadas em um ou vários IED,
centralizando ou distribuindo as funcionalidades pelos dispositivos eletrônicos inteligentes
presentes na rede de comunicação. No artigo os autores mencionam a redução no esforço da
engenharia de configuração através da utilização da SCL, das mensagens GOOSE e da
possibilidade de transmissão de mensagens nos sentidos horizontal (entre diversos
dispositivos eletrônicos inteligentes) e vertical (entre a estação de controle e os vários
dispositivos eletrônicos inteligentes). No intuito de analisar o desempenho do novo padrão em
situações práticas, os autores realizaram algumas simulações em teste de bancada nas
situações de falha de disjuntor, lógica de bloqueio reverso, transferência automática de
alimentadores, transferência de disparo para abertura de disjuntores, manuseio de eventos e
oscilografia e testes de comunicação horizontal e vertical para a homologação de IED
baseados na referida norma, obtendo resultados satisfatórios de operação.
Paulino, Siqueira e Pereira (2008) relatam que a IEC-61850 estabelece a utilização de
três níveis hierárquicos denominados nível de estação (station level), nível de vão (bay level)
e nível de processo (process level) de modo que as mensagens possam ser trocadas
horizontalmente no modo editor-assinante (publisher-subscriber) e verticalmente no modo
cliente-servidor (client-server). Os autores apresentam como é realizada a decomposição
funcional que permite entender a lógica da relação entre as funções pré-definidas e o fluxo de
dados entre estas funções na visão da norma. Paulino (2009) discute a decomposição
funcional descrita na norma, detalhando a especificação e os dados relacionados aos modelos,
além de apontar como vantagem a flexibilidade proporcionada pela livre alocação de funções.
31
O conceito de disponibilidade de um equipamento, definido como a relação entre o
tempo durante o qual o equipamento está em estado normal de funcionamento e o tempo total
de operação, foi explorado por Cespedes e Martinez (2009) no estudo da disponibilidade de
subestações baseadas no padrão IEC-61850 e em sistemas convencionais funcionando com
protocolos proprietários. Os autores utilizaram os dados de tempo médio entre falhas (Mean
Time Between Failures – MTBF) dos equipamentos e a metodologia de cálculo baseada nas
cadeias de Markov para avaliar a disponibilidade de subestações no que diz respeito à
realização de um comando, à aquisição de um sinal digital e de um sinal analógico em vários
níveis na subestação. No estudo, os resultados foram favoráveis para o sistema baseado na
IEC-61850 que apresentou maiores índices de disponibilidade nos aspectos analisados.
As diferentes topologias que podem ser utilizadas por Sistemas de Automação de
Subestações (Substation Automation Systems – SAS) são analisadas por Vignoni, Pellizoni e
Funes (2009) considerando as questões relativas aos custos, à segurança, à confiabilidade e
disponibilidade das instalações.
2.2 Experiências de aplicação da IEC-61850
A tecnologia dos relés digitais trouxe uma nova perspectiva para as empresas
fornecedoras de energia elétrica à medida que disponibilizava maior gama de informações a
respeito do sistema. De posse desta ampla quantidade de dados, tornou-se possível melhorar a
supervisão, controle e proteção das subestações de energia elétrica. Márquez et al (2003),
afirmam que a realidade dos sistemas de supervisão, controle e proteção de subestações da
COPEL (Companhia Paranaense de Energia) antes da tecnologia dos relés digitais enfrentava
desafios como os altos custos de projeto e comissionamento dada a complexidade do sistema,
os custos elevados de manutenção por conta do grande número de equipamentos de
fornecedores diferentes, os altos custos de alteração e implementação de funcionalidades as
quais eram realizadas a nível de hardware, a menor confiabilidade haja vista que não havia
redundância de funções de proteção, controle e automação, além da impossibilidade de
aproveitamento dos dados já digitalizados e redundantes para a automação da subestação.
Autores como Funes et al (2009), Dufour (2009), Freitas e Carmo (2009), Silva
(2005), Oura (2001), Santos Filho et al (2001), Pontes e Xavier (2001), Lellys e Miranda
(1999), Torres, Ramos e Fernandes (1999), Chagas et al (1999), Baggetti, Ushikubo e Tuma
(1997), Aviz, Gouvêa e Moutinho (1997) nos seus relatos apontam as dificuldades, vantagens,
32
equipamentos e estratégias de modernização de sistemas de supervisão, controle e proteção de
várias empresas fornecedoras de energia elétrica.
Com o surgimento da tecnologia digital e da norma IEC-61850, houve o
enfrentamento de novos desafios relativos à comunicação e integração entre dispositivos de
supervisão, controle e proteção de subestações. Barros et al (2008) discutem as dificuldades
encontradas no processo de implantação do padrão IEC-61850 nas subestações da CPFL
(Companhia Piratininga de Força e Luz). Os autores apontam como entraves ao processo de
implementação da norma não só os aspectos técnicos como a disponibilidade de
documentação e treinamento de pessoal, mas também os aspectos financeiros e de prazos de
implantação. O conjunto dos fatores mencionados produziu dificuldades de comunicação
entre as equipes de trabalho da CPFL e dos fabricantes, causando excesso de horas extras e a
realização de procedimentos por tentativas e erros. Devido aos mesmos fatores, a integração
entre os dispositivos e o centro de operação não foi alcançada, tornando o padrão IEC-61850
mais um protocolo “ilhado” a ser gerenciado pelo sistema através de conversores de
protocolos, não justificando a proposta de interoperabilidade neste caso.
Porto (2009) apresenta os resultados de dez anos de experiência no retrofit de
subestações das Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (Eletronorte), comparando as
vantagens e desvantagens dos relés de geração digital, eletrônica e eletromecânica. No artigo,
o autor pondera as vantagens anunciadas pelos fabricantes sobre a migração para o sistema
digital e expõe situações de dificuldade enfrentadas pela equipe da Eletronorte em relação a
tais equipamentos. Com relação aos relés de geração eletromecânica, o autor relata como
vantagem relevante a estabilidade operativa durante longo prazo, porém menciona situações
de falhas mecânicas relacionadas à sujeira, umidade, fadiga das peças plásticas e até
problemas com manutenção preventiva ineficaz. Os relés de geração eletrônica foram os que
mais apresentaram problemas de operação, relacionados ao envelhecimento precoce dos
componentes eletrônicos, sensibilidade a sinais de radiofreqüência, queima de circuitos
integrados e perda dos ajustes devido a folga ou alteração nas características elétricas dos
elementos por causa do envelhecimento dos componentes, de modo que foi necessário
substituir estes dispositivos eletrônicos pelos equipamentos eletromecânicos. Quanto aos relés
de tecnologia digital, o autor apresenta experiências da Eletronorte com diversos fabricantes.
Em geral, os problemas ocorridos estavam relacionados ao hardware e no firmware do
equipamento, além da dificuldade de envolver os fabricantes na solução destas situações.
Segundo o autor, os pontos positivos da tecnologia digital são a possibilidade de registro de
dados, o agrupamento das funções de proteção e controle num único dispositivo, a
33
miniaturização dos equipamentos, a diminuição da quantidade de relés auxiliares, a
eliminação de painéis convencionais a partir da possibilidade de implementação de uma
Interface Homem Máquina (IHM) e facilidade de configuração dos dispositivos.
Outros autores como Munsuri, Cruz e Canals (2009) e Holbach et al (2007) reportam
as dificuldades da implementação da norma com relação à interoperabilidade entre
equipamentos de diferentes fabricantes na geração tecnológica atual, sugerem possíveis
estratégias de implementação de projetos baseados na norma e lançam expectativas de
evolução nos dispositivos de supervisão, controle e proteção.
Experiências bem sucedidas foram igualmente retratadas na literatura especializada,
mostrando o potencial da norma frente aos desafios de automatizar sistemas de supervisão,
controle e proteção de subestações.
Em termos internacionais, Dawidczac e Oliveira (2007) relataram as experiências de
aplicação do padrão IEC-61850 em projetos de subestações na Alemanha, Suíça e nos Estados
Unidos. Os autores apontam as principais características da norma e suas vantagens
percebidas nos aspectos de projeto, configuração, instalação e comissionamento, operação e
manutenção do sistema. Alzate e Dolezilek (2007) relatam a experiência da concessionária
mexicana CFE (Comissión Federal de Eletricidad) no processo de implementação da norma
na subestação da Usina Eólica de La Venta II. Segundo os autores, a CFE buscou realizar um
projeto piloto com a intenção de conhecer melhor o funcionamento da norma para futuras
aplicações em outras subestações da companhia. Dentro deste contexto, a empresa solicitou a
inclusão no projeto do maior número possível de fabricantes de dispositivos eletrônicos
inteligentes baseados na IEC-61850 no intuito de avaliar a capacidade de comunicação entre
estes dispositivos. No artigo ainda foram descritos detalhes dos métodos e meios de
comunicação entre equipamentos e o sucesso da integração de 24 dispositivos, de 9 diferentes
plataformas de produtos diferentes, de 6 fabricantes distintos.
Abboud et al (2008) apresentam os resultados iniciais da Elektro Eletricidade e
Serviços na aplicação da norma IEC-61850 na primeira de 30 subestações previstas no projeto
de modernização da empresa. Os autores apresentam os requisitos de projeto, de
comunicação, de controle e de testes, apontando como a análise criteriosa destes requisitos
pode contribuir para agilizar o processo de comissionamento e assim evitar que erros
detectados tardiamente sejam corrigidos em campo, ocasionando atraso no cronograma de
execução deste processo além de custos adicionais. Conforme a constatação dos autores, os
primeiros resultados da aplicação da norma foram satisfatórios no que diz respeito ao menor
número de intervenções de manutenção e a melhora nos índices de qualidade de fornecimento
34
de energia, com redução sensível na indisponibilidade do fornecimento de energia aos
consumidores devido à rapidez no restabelecimento da normalidade pelos automatismos após
uma ocorrência. Foram também apontados como vantagens o acesso remoto e a coleta
automática de oscilografias as quais contribuem para a rapidez na análise e tomada de
decisões, assim como o monitoramento permite uma manutenção mais inteligente.
Kimura (2009) descreve os resultados mais recentes da experiência da Elektro na
digitalização de subestações da empresa, os quais consolidam os resultados de Abboud et al
(2008). O autor vai além ao relatar os cuidados a serem tomados na aplicação da norma IEC-
61850 e a importância de levar em consideração os impactos da implantação de novas
tecnologias no que diz respeito à operação, projetos e obras, proteção, planejamento e
manutenção. Em termos econômicos e operacionais, o autor destaca a simplificação de 40%
no projeto elétrico, 40% de facilidade de implantação do sistema em campo, 30% de
economia nos cabos utilizados, redução de 40% nos dispositivos e acessórios do sistema,
economia de 30% nos custos de manutenção, facilidade de implantação dos automatismos,
maior disponibilidade de pontos de supervisão e comando, facilidades operativas como o
acesso remoto e maior confiabilidade obtidas a partir das redundâncias de comunicação. No
artigo, o autor também apresenta a definição da arquitetura do sistema e registra melhor
relação custo x benefício na utilização da IEC-61850, embora os custos de aquisição do
sistema baseado neste padrão variem entre 15% e 20% superiores aos sistemas convencionais.
Passos, Andreus e Lellis (2009) ressaltam a importância da integração de dispositivos
de proteção, supervisão e controle para a redução nas pesadas multas aplicadas às
concessionárias, em função da interrupção do fornecimento de energia aos consumidores, o
que justifica o investimento no sistema baseado no padrão IEC-61850. No artigo são
apresentados os desafios da implantação da norma nas subestações da CHESF (Companhia
Hidrelétrica do São Francisco) e ISA – CTEEP (Interconexión Eléctrica S.A – Companhia de
Transmissão de Energia Elétrica Paulista), descrevendo os detalhes técnicos dos projetos
como a arquitetura e a metodologia de implantação do sistema.
2.3 Testes de sistemas baseados na norma
No intuito de assegurar o funcionamento adequado das instalações de proteção,
controle e automação de subestações baseadas na norma IEC-61850, é necessário realizar
testes para verificar o comportamento dos componentes do sistema frente a situações críticas
de operação e promover as correções necessárias antes da implantação definitiva dos
35
equipamentos em campo. Apostolov (2009) levanta uma série de questões e fornece respostas
acerca das necessidades e motivos que justificam a realização de testes de sistemas de
proteção. O autor afirma que as metodologias de teste que utilizam o conceito de tensão
constante versus corrente variável e corrente constante versus tensão variável, utilizadas nos
testes de relés eletromecânicos e eletrônicos, não funciona para relés microprocessados, os
quais estão sujeitos à variação de todos os parâmetros simultaneamente. Deste modo, o autor
explica porque os novos equipamentos necessitam de testes dinâmicos que reproduzam de
maneira realística o funcionamento do dispositivo na instalação. No artigo, o autor ainda
menciona importância de certificados de qualidade como a ISO 9001 na realização dos testes
de dispositivos, os requisitos de testes, os procedimentos de ensaios de relés de proteção de
distância e apresenta os princípios de testes baseados na simulação transiente.
Bastigkeit, Schossig e Steinhauser (2009) afirmam que a confiabilidade de um sistema
de geração, transmissão e distribuição está diretamente relacionada à qualidade do sistema de
proteção. Os autores alertam para o fato de que os equipamentos de proteção estão sujeitos a
falha, pois que alcançar 100% de segurança é impossível e citam que enquanto os relés
eletromecânicos sofriam com problemas de desgaste e envelhecimento de mecanismos, os
relés da geração eletrônica apresentavam problemas com a flutuação dos sinais analógicos e
os modernos relés microprocessados estão sujeitos a problemas de software e firmware. No
artigo, os autores apontam as ocorrências de falha de funcionamento mais comuns dos relés
de proteção e listam as diretrizes para a criação de testes padronizados. Seguindo o mesmo
raciocínio, Stewart (2009) destaca as diferenças entre as diferentes gerações de relés e
apresenta as filosofias convencionais de testes dos dispositivos de proteção, e a necessidade
de revisão destes princípios em função da modernização da tecnologia, explicando o motivo
da revisão de cada princípio. O autor também realiza análise comparativa dos testes de
confiabilidade relacionando o tipo da falha e o método de detecção, verificando se a referida
falha é detectada segundo os princípios revisados.
Steinhauser e Schossig (2007) informam sobre os impactos da norma IEC-61850 nos
processos de testes de sistemas de proteção, controle e automação de subestações. Segundo os
autores, a aplicação da IEC-61850 introduz novas questões à realização de testes em
subestações como modo diferente de cabeamento para aquisição de sinais assim como a
configuração dos dispositivos. Além disso, os autores destacam que nesta nova perspectiva é
necessário levar em consideração o tráfego de sinais de dados de diferentes naturezas que
circulam pela rede de comunicação, como as mensagens GOOSE processadas em tempo real
e dados digitalizados de transformadores de corrente e de potencial, além da comunicação
36
cliente-servidor entre o sistema de supervisão e aquisição de dados (Supervisory Control and
Data Acquisition – SCADA) e os elementos da rede de comunicação como os relés.
Paulino (2005, 2007) e Pereira et al (2007) apresentam os requisitos para testes de IED
baseados na norma, especificando os equipamentos de testes e o processo de configuração do
sistema. Nos artigos, os autores apontam como vantagens da IEC-61850 a facilidade e a
rapidez de realização de ajustes imediatamente após os testes de conformidade. Segundo os
autores, estas vantagens decorrem da agilidade proporcionada pela linguagem de configuração
de subestação (SCL) que é estruturada a partir dos arquivos de configuração SSD (System
Specification Description), SCD (Substation Configuration Description), ICD (IED
Capability Description) e CID (Configured IED Description) codificados na linguagem XML
(eXtensible Markup Language). Os autores também estabelecem diretrizes para o
desenvolvimento e implementação de equipamentos de teste especializados e metodologias de
ensaios funcionais para os componentes dos sistemas de proteção baseados na IEC-61850.
Apostolov e Paulino (2007) descrevem que os ensaios de sistemas de automação de
subestações consideram pelo menos três níveis fundamentais: os testes de elementos
funcionais, os testes de integração e o teste de sistema, fato igualmente confirmado por
Trachian e Smith (2009). Apostolov e Paulino detalham os procedimentos para ensaios de
sistemas com implementação parcial e total da norma IEC-61850, segundo uma seqüência
ordenada de cinco etapas compostas pelo teste de conformidade do protocolo IEC-61850
relativo aos componentes individuais do sistema, pelo teste de unidades de conformação de
dados (Merging Units), pelo teste de IED compatíveis com a norma, pelo teste de aplicações
distribuídas no nível de processo e pelo teste de aplicações distribuídas no nível de estação.
Igarashi (2008, 2007) realizou ensaios de laboratório para verificação da
interoperabilidade, configuração e estabilidade a longo prazo e comparou as vantagens e
diferenças do protocolo DNP 3.0 em relação à norma estabelecida pela IEC-61850,
destacando como vantagem da IEC-61850 a menor utilização de cabeamento, a alta
performance de comunicação, a flexibilidade de futuras ampliações do sistema, a agilidade e a
facilidade de configuração dos dispositivos via SCL. No intuito de avaliar o comportamento
do padrão IEC-61850 frente a situações de falta, foram simuladas as situações de falha de
disjuntor e de bloqueio reverso, além de realizadas simulações de falha de comunicação
nestas situações críticas no intuito de observar a resposta do sistema, onde o autor pode
observar que as funções de proteção implementadas deixaram de atuar. Foram então propostas
soluções baseadas nas mensagens GOOSE como indicadoras de falha na comunicação,
passando assim a apresentar melhores respostas do sistema de proteção.
37
Pereira et al (2008) apresentam os procedimentos de testes funcionais, de
interoperabilidade e de avaliação de desempenho de um sistema de proteção, controle e
automação que constitui o Laboratório de Proteção Elétrica (LAPE) da Universidade Federal
do Rio de Janeiro (UFRJ). Após breve descrição das características do laboratório e da norma
IEC-61850, os autores informam que os testes de conformidade realizados em um IED com
relação às funcionalidades distribuídas com o equipamento são de responsabilidade do
fabricante e são realizados por uma organização independente que emite um certificado de
homologação fornecido junto com a documentação do dispositivo. No caso das funções não
distribuídas pelo fabricante, é necessário dispor de equipamento de testes adequado que
simule o comportamento de um Sistema de Automação de Subestações (SAS). Os autores
afirmam que não é prático e nem viável testar todas as tipologias de mensagem de
comunicação entre IED de um SAS, haja vista que o número de possibilidades cresce
exponencialmente com a quantidade de IED do sistema. Neste caso, os autores recomendam a
execução de testes antes da integração do sistema em campo, simulando cenários que
apresentem alta probabilidade de ocorrência ou que representem condições mais críticas de
falha, desta forma, sendo possível descobrir erros de software e de implementação de
funcionalidades, evitando comportamentos inesperados na fase operacional e custos
excedentes na fase de implantação e manutenção do sistema. Os autores ainda recomendam
um roteiro e esquema de testes funcionais e de interoperabilidade e avaliam os indicadores de
desempenho do sistema de comunicação do SAS. Na mesma linha de investigação, Paulino,
Siqueira e Pereira (2008) descrevem diretrizes gerais para a realização de testes funcionais e
de interoperabilidade. Porém, os autores vão além ao detalhar as funcionalidades do
equipamento necessárias ao ensaio apropriado do sistema de proteção, controle e automação
de subestações. Neste artigo os autores também apresentam a concepção de um conjunto
completo de testes do sistema.
Pereira Júnior et al (2008) avaliaram a utilização das mensagens GOOSE nos testes de
performance de IED. Os autores mencionam a redução nos tempos de seletividade de 300 a
400ms para o patamar de 100ms a partir do surgimento de equipamentos mais modernos,
tornando a seletividade lógica uma das funções mais comuns de proteção de instalações. No
intuito de testar esta função no contexto da IEC-61850, os autores apresentaram um circuito
de ensaio composto por um transformador, três relés e uma barra de derivação com dois
ramais de saída, comparando o tempo total entre o início da falta e o tempo de trip (disparo)
do relé. Os testes indicaram que utilização das mensagens GOOSE definidas pela norma
resultaram em menor tempo de seletividade frente à lógica convencional. No artigo os autores
38
também verificaram através de testes a redução no tempo de coordenação entre os
dispositivos para 50ms, mantendo a mesma performance do sistema convencional, o que
implica menos exposição ao stress eletrodinâmico e térmico, reduzindo a necessidade de
manutenção e aumentando o índice de disponibilidade dos equipamentos. Pereira Júnior et al
(2009) também investigaram o efeito de 15.000 mensagens GOOSE por segundo trafegando
na rede de comunicação e verificaram que a performance do sistema de proteção não foi
afetada de forma significativa quando comparada com o sistema sem sobrecarga de tráfego.
Miranda (2009) apresenta em detalhes a norma IEC-61850 e a infra-estrutura física
necessária do sistema de comunicação com o intuito de fundamentar o desenvolvimento de
um protótipo experimental que simule uma subestação baseada na IEC-61850 para o
Laboratório de Sistemas de Energia Elétrica (LSEE) da Universidade de São Paulo. O autor
avaliou através de testes de laboratório a troca de informações segundo o referido padrão e a
intercambialidade entre IED de fabricantes distintos. Os resultados evidenciaram a correta
recepção dos comandos conforme a norma, a estabilidade e eficiência das lógicas
implementadas e redução dos tempos necessários para a troca de informações. O autor ainda
avaliou a performance das mensagens GOOSE em condições distintas de tráfego e de
configuração da topologia lógica da rede de comunicação, monitorando o extravio de
mensagens trocadas entre o emissor e os destinatários em diversos cenários operativos.
2.4 Perspectivas futuras proporcionadas pelo padrão
Mesmaeker et al (2005) relembram que, antes da introdução dos equipamentos
microprocessados e da comunicação serial em subestações, as funções dos sistemas de
proteção, controle e supervisão eram realizadas separadamente por dispositivos dedicados e
impunham a divisão das responsabilidades operacionais entre vários departamentos dentro das
organizações de fornecedores e concessionárias. A partir da evolução tecnológica que
possibilitou o surgimento dos dispositivos eletrônicos inteligentes e a introdução da
comunicação serial nas subestações, os autores apontam como tendência proporcionada pela
IEC-61850 a simplicidade das instalações de comunicação dentro das subestações à medida
que será necessário cada vez menos dispositivos em operação com capacidade de suportar um
número cada vez maior de funcionalidades, reduzindo os custos consideravelmente. A FIG.
2.1 ilustra a evolução temporal dos sistemas de automação de subestações (SAS), destacando
a tendência vislumbrada pelos autores.
39
FIGURA 2.1: Evolução temporal dos SAS
Fonte: MESMAEKER et al (2005)
A partir das experiências obtidas com a implantação de 250 projetos pela Siemens,
Rodrigues e Hoga (2007) apontam como tendências na área de automação de subestações a
utilização de uma única estrutura de comunicação convergindo para o barramento de processo
(process bus) baseado na tecnologia Ethernet, a possibilidade de comunicação entre
subestações, a harmonização da IEC-61850 que padroniza a comunicação em subestações
com a IEC-61970 que normatiza a comunicação entre os centros de controle, a padronização
dos dados provenientes dos transformadores de instrumentos no barramento de processo e a
automação inteligente de subestações que significa a possibilidade do sistema se tornar auto-
gerenciável. Rodrigues e Hoga (2009) em outro artigo descrevem os requisitos para o
barramento de processo e listam os fatores tecnológicos limitantes da utilização desta nova
perspectiva de comunicação.
Tholomier e Chatrefou (2008) avaliam o potencial da tecnologia dos transformadores
de instrumentos não-convencionais (Non Conventional Instrument Transformers Technology
– NCIT) baseados na IEC-61850 e a importância destes dispositivos para a futura
convergência da comunicação para o barramento de processo. Os autores explicitam como
vantagens dos NCIT a eliminação de transientes, redução de custos com cabeamento e a
melhoria da segurança operacional e da precisão dos equipamentos. No artigo são ainda
40
apresentados alguns casos de sucesso de implementação de projetos-piloto de subestações
utilizando os NCIT.
Malafaia (2009) destaca a evolução da norma no sentido de estender a padronização de
comunicação dentro do ambiente de subestação para as usinas hidrelétricas, incluindo a
definição e especificação de novos nós lógicos e objetos de dados que representem as funções
elétricas, mecânicas, hidrológicas e os sensores utilizados neste ambiente. Outros autores
como Mibielli e Oliveira (2009), Neves et al (2009), Mendes e Jardini (2009) tratam
igualmente do mesmo assunto e descrevem detalhes técnicos acerca desta evolução da norma.
Malafaia (2009) ainda lista detalhadamente os novos nós lógicos criados.
Com o surgimento das tecnologias baseadas na comunicação em redes, especialmente
a partir os avanços proporcionados pela norma IEC-61850, as empresas de energia elétrica
tem se preocupado atualmente com a questão da segurança da informação de modo a proteger
seus sistemas de energia contra ataques maliciosos nos pontos de vulnerabilidade. Neste
contexto, Carmo (2009) avalia o impacto do uso do conceito de certificado de segurança para
mensagens do protocolo IEC-61850, especificado pela parte 6 da norma IEC 62531
estabelecida em 2007. Como a IEC-61850 não regulamenta as questões de segurança da
informação, a norma IEC 62531-6 determina a necessidade de extensão do quadro (frame)
Ethernet para a incluir a assinatura digital nas mensagens GOOSE e nos valores amostrados
(Sample Measured Values - SMV). Segundo o autor, a implementação das técnicas e
ferramentas de segurança da informação no sistema compromete o desempenho de
transmissão das mensagens no que diz respeito aos tempos de resposta a falhas, haja vista que
os dispositivos atuais não possuem capacidade de processamento e nem memória suficiente
para executar com rapidez os algoritmos de criptografia necessários para assegurar que as
mensagens críticas sejam transmitidas com integridade e confiabilidade em até 4
milissegundos, requisito de tempo necessário para operar os SAS em tempo real.
41
Capítulo 3 – A Norma IEC-61850
3.1 Histórico
A norma IEC-61850 é parte mais recente da história dos sistemas digitais de proteção
de subestações que teve início na década de 1970, quando as primeiras subestações
começaram a ser digitalizadas. Desde então, os diversos fabricantes vem oferecendo soluções
proprietárias embarcadas nos seus equipamentos, os conhecidos protocolos de comunicação,
buscando fidelizar comercialmente os seus clientes. Esta visão de mercado provou ser mais
dispendiosa à medida que diferentes fabricantes, filosofias, funcionalidades e mesmo gerações
tecnológicas diferentes precisavam ser compatibilizadas a um custo competitivo dentro da
instalação. Isto significa dizer que manter e integrar equipamentos de diversos fabricantes ou
dispositivos de gerações tecnológicas diferentes do mesmo fabricante implicava custos
significativos de treinamento de pessoal, configuração, filosofias de manutenção, estoques de
sobressalentes e aquisição de equipamentos. Com o surgimento da era da digitalização de
subestações, a comunicação entre dispositivos representou o maior desafio técnico e
financeiro das companhias fornecedoras de energia elétrica, haja vista que cada fabricante
adotou o protocolo mais conveniente para os seus equipamentos como ilustra a FIG. 3.1.
FIGURA 3.1: Diversos protocolos encontrados em sistemas de automação
Fonte: MIRANDA (2009)
42
À medida que surgiram novos fabricantes e equipamentos no mercado, a
complexidade de comunicação e integração de dispositivos foi se tornando um verdadeiro
drama. Smith (2010) relata que quando os dispositivos eletrônicos inteligentes começaram a
ser produzidos, o número de protocolos cresceu absurdamente, pois cada fabricante inventava
um protocolo para o seu equipamento, alguns ainda inventavam um novo protocolo para cada
novo modelo de dispositivo. Smith cita que apenas um único fabricante listou 100 protocolos
implementados. Oliveira, Schubert e Wong (2003) informam que em apenas uma subestação
nos Estados Unidos foram empregados mais de 45 conversores de protocolos proprietários
diferentes para permitir a comunicação entre dispositivos de proteção e controle. Segundo a
consultoria Forrester Research, no ano de 1998 foram gastos em torno de 82 bilhões de
dólares com integração de aplicações (SCHWARZ, 2001).
O cenário apresentado fomentou a busca por uma padronização mundial que
proporcionasse a redução dos custos associados à complexidade de integração e comunicação
entre dispositivos. No ano de 1986, o EPRI (Electric Power Research Institute) iniciou as
investigações dos requisitos de comunicação, avaliando s padrões já existentes e aceitos pela
indústria. Em 1988, Este trabalho de investigação culminou no projeto UCA (Utility
Communications Architecture) que tinha como finalidade desenvolver uma arquitetura aberta
de comunicação para subestações, baseada na definição de requisitos e na seleção de
protocolos padrão existentes.
Em 1991, a primeira versão do projeto foi publicada com a denominação UCA 1.0.
Esta versão não se tornou um padrão adotado pela indústria por causa da falta de
detalhamento das especificações propostas no projeto. Desta maneira, a partir de 1992, o
EPRI resolveu desenvolver uma segunda versão intitulada UCA 2.0 que tinha como finalidade
descrever mais precisamente o uso do padrão de especificação de mensagens do fabricante
(Manufacturing Message Specification – MMS) para comunicação em tempo real entre
dispositivos e dos modelos de dados GOMSFE (Generic Object Models for Substation and
Feeder Equipment).
Como a UCA 2.0 não possuía o alcance de um padrão internacional, os resultados
obtidos foram apresentados à IEC (International Electrotechnical Commission), na intenção
de serem adotados como suporte no desenvolvimento de um padrão mundialmente aceito.
Este projeto foi precursor do desenvolvimento de uma norma internacional que viria a
impactar de modo considerável a comunicação de dispositivos nas subestações – A IEC
61850. De fato, a UCA 2.0 é um subconjunto da norma IEC-61850 (POWER SYSTEM
RELAYING COMMITTEE, 2005).
43
Em 1995, foram iniciados pela IEC os preparativos para a elaboração de uma norma
internacional baseada nos seguintes princípios:
ser independente da tecnologia;
ser flexível;
ser expansível.
Inicialmente, a IEC propôs a criação um novo item de trabalho (New Work Item
Proposal – NWIP) relativo ao desenvolvimento de um padrão internacional de protocolo de
comunicação em subestações na reunião plenária do comitê técnico (Technical Committee –
TC) TC57 ocorrida em Minneapolis, Estados Unidos. Na reunião seguinte do TC57 que
aconteceu na cidade de São Francisco, foram iniciados os primeiros contatos com os
desenvolvedores do projeto UCA. Neste primeiro encontro, foi marcante a dificuldade de
comunicação entre os dois grupos de profissionais em função da diferença de vocabulário
técnico próprio das suas áreas de atuação, assim, três grupos de trabalho (Working Groups –
WG) pertencentes à IEC continuaram desenvolvendo a IEC-61850 independentemente da
participação dos membros do projeto UCA pelos dois anos seguintes. O grande desafio
enfrentado pelo TC57 durante a elaboração da IEC-61850 foi realizar o desenvolvimento da
norma pelos mais de 70 profissionais participantes dos grupos de trabalho WG10, WG11 e
WG12. Para coordenar melhor o trabalho de tantos profissionais, foram criadas forças-tarefa
responsáveis por assuntos mais específicos e que trabalhavam paralelamente às atividades dos
grupos WG10, WG11 e WG12. Em 1997, chegou-se à conclusão de que a similaridade dos
trabalhos da IEC e do projeto UCA justificava a harmonização das equipes em torno de um
padrão único, então, os membros do projeto UCA foram integrados aos grupos de trabalho do
TC57 (BRUNNER; CLINARD; APOSTOLOV, 2007).
Os grupos de trabalho WG10, WG11 e WG12 ficaram responsáveis pelo
desenvolvimento das seguintes pautas:
O WG10 foi designado para definir a arquitetura funcional e requisitos gerais da
norma.
O WG11 ficou responsável pela definição da comunicação no barramento de
estação.
O WG12 respondeu pela definição da comunicação no barramento de processo.
44
FIGURA 3.2: Membros dos grupos de trabalho (Working Groups) do TC57
Fonte: BRUNNER; CLINARD; APOSTOLOV (2007)
Segundo Oliveira, Schubert e Wong (2003), no ano de 1998 foi criado o projeto
alemão OCIS (Open Communication In Substations) com o intuito de verificar a aplicação
prática da IEC-61850. Este projeto tinha como objetivos:
Auxílio para normalização da IEC-61850.
Auxílio para a harmonização entre as normas UCA 2.0 e IEC-61850
Testes e comparação entre o IEC-61850 e UCA 2.0 com respeito à viabilidade,
aplicabilidade e eficiência.
Testes e independência da norma IEC-61850 com relação a comunicações.
Testes de interoperabilidade do protocolo.
O projeto OCIS foi encerrado em 2000 e resultou nas seguintes conclusões
imediatamente incorporadas na IEC-61850:
A norma IEC atende as funções de comunicação requeridas.
A utilização da UCA 2.0 apresenta limitação na modelagem de objetos.
A tecnologia Ethernet é aplicável na comunicação em todos os níveis da
subestação.
A IEC-61850 independe de limitações de comunicação, sendo à prova de futuro.
No ano de 1999, foi publicado pela IEEE (Institute of Electrical and Electronic
Engineers) o informativo técnico (Technical Report) TR 1550 que apresentava a
documentação definitiva produzida pelo projeto UCA 2.0.
45
Outros dois eventos foram criados com a finalidade de verificar e demonstrar o
comportamento das comunicações no padrão IEC-61850. Conforme Oliveira, Schubert e
Wong (2003), o projeto GOOSE Demo foi iniciado e finalizado no ano de 2001, tendo como
objetivos verificar e testar os conceitos relacionados ao GOOSE e SCL, além de demonstrar a
interoperabilidade e configurabilidade entre múltiplos fabricantes. Os testes realizados no
evento de demonstração que aconteceu na cidade de Vancouver no Canadá convenceram os
especialistas das vantagens e perspectivas da IEC-61850.
Em janeiro de 2002, no evento de demonstração que aconteceu na cidade de
Danapoint nos Estados Unidos da América tinha como finalidade demonstrar a
interoperabilidade entre sensores não-convencionais, relés de proteção e medidores de
faturamento e desenvolver o primeiro protótipo funcionando segundo a IEC-61850-9-1. Na
ocasião, os fabricantes Siemens e Asea Brown Boveri (ABB) concordaram em estabelecer
suporte comum para a IEC-61850-9-1, acordo protocolado desde o encontro do Conselho
Internacional de Grandes Sistemas Elétricos (Conseil International des Grands Réseaux
Électriques – CIGRÉ) realizado em 2000. Testes de interoperabilidade similares também
foram realizados na organização certificadora KEMA em 2001 e resultaram em sucesso.
Por volta de 2003, na fase final de elaboração da primeira edição da IEC-61850, os
grupos de trabalhos WG11 e WG12 foram integrados ao WG10, grupo de trabalho que ficou
completamente responsável pelos desenvolvimentos futuros da norma. Depois da publicação
das primeiras partes do padrão internacional, os membros do projeto UCA ficaram
responsáveis pelas correções de questões técnicas (Technical Issues – TISSUES) relacionadas
a inconsistências e ambiguidades verificadas nas primeiras implementações da norma. Na
página da Internet http://tissue.iec61850.com podem ser conferidas em detalhes as questões
técnicas relativas à norma.
Na sua primeira edição, a IEC-61850 recebeu o título genérico de “Redes de
Comunicação e Sistemas para automação de Concessionárias de Energia Elétrica”. Composta
por catorze partes distribuídas em mais de mil páginas, a documentação da norma organiza-se
da seguinte forma:
Parte 1: Introdução e visão geral.
Parte 2: Glossário.
Parte 3: Requisitos gerais.
Parte 4: Gerenciamento de sistema e projeto.
Parte 5: Requisitos de comunicação para funções e modelos de dispositivos.
46
Parte 6: Linguagem descritiva de configuração para comunicação em subestações
elétricas relacionadas a dispositivos eletrônicos inteligentes.
Parte 7-1: Estrutura básica de comunicação para subestação e equipamentos de
alimentadores – Princípios e modelos.
Parte 7-2: Estrutura básica de comunicação para subestação e equipamentos de
alimentadores – Interface de serviço de comunicação abstrata (Abstract Common
Service Interface – ACSI).
Parte 7-3: Estrutura básica de comunicação para subestação e equipamentos de
alimentadores (Common Data Classes – CDC).
Parte 7-4: Estrutura básica de comunicação para subestação e equipamentos de
alimentadores – Classes de nós lógicos (Logical Nodes – LN) e classes de dados
compatíveis.
Parte 8-1: Mapeamento do Serviço de Comunicação Específico (Specific
Communication Service Mapping – SCSM) – Mapeamento para MMS (ISO 9506-
1 e ISO 9506-2) e para ISO/IEC 8802-3.
Parte 9-1: Mapeamento do Serviço de Comunicação Específico – Valores
amostrados sobre enlace serial unidirecional multidrop ponto-a-ponto.
Parte 9-2: Mapeamento do Serviço de Comunicação Específico – Valores
amostrados sobre ISO/IEC 8802-3.
Parte 10: Teste de conformidade.
No âmbito da IEC, toda norma passa por uma seqüência própria de etapas de
aprovação pelos grupos de trabalho dos comitês técnicos, conforme as seguintes fases:
Proposta de um novo item de trabalho (New Work Item Proposal – NWIP).
Rascunho do trabalho (Working Draft – WD).
Rascunho do comitê (Committee Draft – CD).
Votação do rascunho do comitê (Committee Draft for Voting – CDV).
Rascunho final do padrão internacional (Final Draft International Standard –
FDIS).
Padrão internacional (International Standard – IS)
A FIG. 3.3 mostra de modo geral a seqüência cronológica de aprovação da IEC-61850.
47
FIGURA 3.3: Seqüência de aprovação da IEC-61850
A título de precisão da informação, é importante mencionar que as diferentes partes da
norma foram publicadas em datas distintas, à medida que finalizavam os respectivos
processos dentro dos grupos de trabalho da IEC. A TAB. 3.1 apresenta as datas de início dos
trabalhos e da publicação final de cada uma das partes que compõem a primeira edição da
IEC-61850.
TABELA 3.1
Datas de início das atividades e de publicação das partes da norma IEC-61850
Parte da Norma Início das atividades Data de Publicação
IEC 61850-1 24-02-1995 28-04-2003
IEC 61850-2 24-02-1995 07-08-2003
IEC 61850-3 24-02-1995 16-01-2002
IEC 61850-4 24-02-1995 17-01-2002
IEC 61850-5 24-02-1995 24-07-2003
IEC 61850-6 23-02-1998 23-03-2004
IEC 61850-7-1 24-02-1995 23-07-2003
IEC 61850-7-2 24-02-1995 12-05-2003
IEC 61850-7-3 24-02-1995 12-05-2003
IEC 61850-7-4 24-02-1995 13-05-2003
IEC 61850-8-1 24-02-1995 25-05-2004
IEC 61850-9-1 24-02-1995 12-05-2003
IEC 61850-9-2 24-02-1995 20-04-2004
IEC 61850-10 20-08-1999 30-05-2005
Fonte: INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION (2010)
3.2 Principais características da norma
O surgimento da IEC-61850 representou uma importante etapa no processo de
automação de subestações ao promover a integração entre equipamentos e sistemas em
subestações de energia elétrica. As principais características da norma são descritas a seguir:
48
Permitir a conexão de dispositivos de diferentes fabricantes
A maior vantagem da IEC-61850 é perspectiva de interoperabilidade entre os
dispositivos produzidos por diferentes fabricantes, possibilitando a troca de informação e a
realização de funções de forma cooperativa. Para viabilizar esta inovação, a norma define o
modelo de dados e serviços necessários à comunicação entre dispositivos, independentemente
do fabricante, ainda que as funções estejam distribuídas em vários dispositivos físicos
conectados à mesma rede e sujeitos ao mesmo protocolo.
FIGURA 3.4: Arquitetura multifabricante testada com sucesso no Projeto OCIS
Fonte: OLIVEIRA; SCHUBERT; WONG (2003)
Capacidade de combinar as tecnologias presentes e futuras com as aplicações
existentes, assegurando a estabilidade dos investimentos a longo prazo
A partir da definição abstrata de dados, a IEC-61850 assegura a compatibilidade dos
dados, informações e aplicações que satisfazem as necessidades das subestações no presente
com os novos requisitos resultantes da evolução tecnológica das comunicações no âmbito do
sistema. Por outro lado, a norma facilita ampliações ou retrofit nas instalações dada a
possibilidade de incorporar novas funcionalidades a partir da utilização de ferramentas a
serem disponibilizadas no futuro.
Flexibilidade de Arquiteturas do Sistema de Automação de Subestação (SAS)
A flexibilidade proporcionada pela livre alocação de funções nos dispositivos permite
suporte a qualquer arquitetura de automação, seja centralizada ou descentralizada, assim como
diversos enfoques de integração ou distribuição de funções em dispositivos inteligentes.
49
FIGURA 3.5: Integração das funções de proteção e controle em um mesmo IED
Fonte: FABIANO e PEREIRA (2008)
FIGURA 3.6: Diferentes topologias de rede suportadas pela IEC-61850
Redução de prazos e custos de engenharia, de configuração e de comissionamento de
instalações
A definição da linguagem de configuração de subestações (SCL) incorpora descrições
das capacidades dos IED, da arquitetura da subestação e da estrutura de comunicações. A
linguagem também padroniza e simplifica o processo de Engenharia, facilitando tanto a
manutenção como a ampliação dos sistemas de automação de subestações.
50
FIGURA 3.7: A Linguagem de Configuração de Subestação (SCL)
Fonte: ABB (2004)
Padronização dos testes de conformidade
A parte 10 da norma IEC-61850 estabelece os requisitos para os testes de
conformidade que assegurem a interoperabilidade entre dispositivos diferentes. Os testes de
conformidade de cada IED individualmente com relação ao padrão são de responsabilidade do
fabricante e, geralmente, realizados por uma organização certificadora independente. O
certificado de homologação deve acompanhar a documentação do IED.
FIGURA 3.8: Esquema de teste de conformidade de um sistema
Fonte: OMICRON (2009)
51
3.3 Modelo de dados
Loques et al (2003) relatam a dificuldade de integração de sistemas convencionais
baseados em protocolos proprietários, em função da falta de descrições padronizadas de relés
de proteção. Antes da publicação da IEC-61850, os autores já sinalizavam para a necessidade
de aplicação de uma abordagem orientada a objetos que permitisse a definição de um modelo
abstrato para um relé genérico, independente de qualquer fabricante, através da criação de
uma classe. Segundo os autores, esta perspectiva abre possibilidades de criação de classes e
objetos suficientemente genéricos que permitem a definição hierárquica de novas subclasses
que incorporem funcionalidades adicionais, reutilizando dados e funções por meio do
conceito de herança. O benefício desta abordagem é a criação de uma representação
independente da plataforma de hardware e software utilizada nas implementações. A FIG. 3.9
mostra o modelo de dados de um relé sugerido pelos autores.
FIGURA 3.9: Modelo de dados baseado no conceito de orientação a objetos
Fonte: LOQUES et al (2003)
A IEC-61850 vislumbra esta possibilidade de separação entre o modelo de dados e a
interface física de comunicação como um diferencial econômico e operacional à medida que
esta separação permite a compatibilidade de futuras implementações com as já existentes,
preservando os investimentos realizados e assegurando a estabilidade da norma em relação à
evolução da tecnologia.
Nesta perspectiva, a norma define o modelo de dados em funções padronizadas
denominadas nós lógicos (Logical Nodes – LN). Estas funções podem estar alocadas em
dispositivos lógicos (Logical Devices – LD) os quais estão localizados nos dispositivos físicos
(Physical Devices – PD), como mostra a FIG. 3.10.
52
FIGURA 3.10: Modelo de dados simplificado de um disjuntor segundo a IEC-61850
Fonte: ZHANGAND; GUNTER (2007)
O nó lógico, por sua vez, é composto por objetos de dados (Data Objects – DO) os
quais possuem atributos de dados (Data Attributes – DA) obrigatórios ou opcionais segundo a
norma. Fay (2003) compara o modelo de dados previsto pela IEC-61850 com a estrutura de
uma molécula à qual é composta por vários átomos e estes por partículas menores. Segundo o
autor, os protocolos proprietários são orientados a sinais, ou seja, transmitem a informação
atomizada. Por outro lado, o paradigma de orientação a objeto utilizado pela IEC-61850
permite a transmissão da informação na forma molecular. A analogia mostra que é possível
quebrar a molécula nas suas partículas menores para compatibilizar a IEC-61850 com os
protocolos proprietários ou, de outro modo, reunir as informações atomizadas para integrar
sistemas baseados em protocolos proprietários ao padrão proporcionado pela IEC-61850.
Pereira et al (2007) apresentam os resultados de uma experiência prática conjunta
entre a ABB (Asea Brown Boveri), CEPEL (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica) e
ELETROSUL (Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A.) na aplicação da norma. Segundo os
autores, como os dados são organizados em Logical Nodes, Data Objects e Data Attributes
com semântica bem definida, a maioria das informações foi importada para o gateway sem a
necessidade de tabelas de conversão e endereçamentos especiais.
Por exemplo, a FIG. 3.10 mostra um dispositivo eletrônico inteligente (dispositivo
físico) conectado ao barramento de dados que possui uma seccionadora (dispositivo lógico)
constituída por dois disjuntores XCBR1 e XCBR2 (nós lógicos). O disjuntor XCBR1
apresenta o objeto de dados ctrlVal que indica um valor controle que pode ser de abertura ou
fechamento. O disjuntor XCBR2 apresenta o objeto de dados stVal que indica a posição real
do disjuntor, podendo assumir os estados de transição, aberto, fechado ou defeito.
53
Para ilustrar melhor o modelo de dados proporcionado pela IEC-61850, a FIG. 3.11
mostra hierarquicamente a decomposição lógica de um dispositivo físico.
FIGURA 3.11: Hierarquia da decomposição lógica de um dispositivo físico
Fonte: FREITAS; LEMOS (2009)
No intuito de representar as diferentes funções presentes em uma subestação, a
primeira edição da norma define mais de 90 nós lógicos reunidos em 13 grupos, como mostra
a TAB. 3.2.
TABELA 3.2
Grupos de nós lógicos definidos pela IEC-61850
Grupo
Indicador Descrição do Grupo de LN Número de LN
A Controle Automático 4
C Controle Supervisionado 5
G Função Genérica 3
I Interfaces e Arquivamento 3
L Sistema de Nó Lógico 3
M Contador e Medição 8
P Função de Proteção 28
R Função Relacionada à Proteção 10
S Sensores, Monitoramento 4
T Transformador de Instrumento 2
X Disjuntor e Chave Seccionadora 2
Y Transformador de Potência e Funções Relacionadas 4
Z Equipamentos Adicionais do Sistema Elétrico 15
Fonte: CIGRÉ STUDY COMMITTEE B5 (2006)
54
A FIG. 3.12 mostra os 28 nós lógicos associados ao grupo P destacado na TAB. 3.2.
FIGURA 3.12: Nós lógicos relacionados ao grupo função de proteção
Fonte: KIRRMANN (2004)
Cada um dos mais de 90 nós lógicos possui uma denominação abreviada de 4 letras,
iniciada pelo grupo indicador, como por exemplo:
RREC: Religamento automático.
CSWT: Controlador de chaveamento.
MMXU: Medição operativa e indicativa.
PDIS: Proteção de distância.
PTOC: Proteção de sobre-corrente temporizada.
XCBR: Disjuntor.
XSWI: Chave seccionadora.
TCTR: Transformador de corrente.
Para diferenciar as instâncias distintas de um mesmo nó lógico, a IEC-61850 adiciona
um sufixo à denominação do nó lógico. Por exemplo, XCBR1 e XCBR2 identificam duas
ocorrências distintas de nós lógicos que representam disjuntores.
A IEC-61850 especifica uma diversidade de objeto de dados associados a cada nó
lógico como mostra a FIG. 3.13.
55
FIGURA 3.13: Objetos de dados que constituem o nó lógico XCBR
Fonte: KIRRMANN (2004)
Cada objeto de dados possui propriedades denominadas atributos de dados (Data
Attributes). Assim, o atributo de dados Pos do nó lógico XCBR é diferente de um simples
estado do disjuntor, pois carrega informações como o ctlVal que é uma variável booleana
indicativa da atividade de controle do disjuntor (abertura ou fechamento) ou o stVal que
indica a posição real do disjuntor, podendo assumir os estados de transição, aberto, fechado
ou defeito. O atributo de dados Pos também possui a informação “origin” que indica a origem
da requisição do comando, “t” que indica a última mudança no valor de status.
A exemplo do LN XCBR, muitos nós lógicos possuem objetos de dados com diversos
atributos comuns. Para simplificar a engenharia, a IEC-61850 define 30 grupos padrão de
atributos de dados denominados Classes de Dados Comuns (Common Data Classes – CDC),
onde classe é utilizada no sentido de coleção de variáveis. Como consequencia, cada objeto de
dados de um nó lógico pertence a uma CDC, como mostrado na terceira coluna da FIG. 3.13.
A partir da definição das CDC, a norma apresenta os atributos dos objetos de dados
para cada objeto de dados como mostrado nas FIG. 3.14 e 3.15.
56
FIGURA 3.14: Definição dos atributos (Data Attributes) do objeto de dados Pos
Fonte: IGARASHI (2007)
Conforme a IEC-61850, os atributos de dados são provavelmente tão importantes que
os objetos de dados por duas razões. Primeiramente, os objetos de dados são apenas coleções
lógicas de atributos de dados os quais são, de fato, correspondências lógicas para os
elementos físicos (memórias, registradores, portas de comunicação, etc.). Em segundo lugar,
os objetos de dados tem apenas o propósito de agrupar atributos de dados para proporcionar
conveniência na comunicação e na manipulação do conjunto de informações.
Como é possível que alguns atributos de dados sejam do mesmo tipo, a norma define
12 tipos comuns de atributos de dados (Common Data Attributes – CDA), conforme mostra a
segunda coluna da FIG. 3.14. A IEC-61850 também define um conjunto de 12 restrições
funcionais (Functional Constraints - FC) para indicar as diferentes relevâncias e exigências
de tempo crítico dos atributos de dados, segundo apresentado na terceira coluna da FIG. 3.14.
57
FIGURA 3.15: Estrutura em árvore do objeto de dados Pos pertencente ao nó lógico XCBR
Fonte: KIRRMANN (2004)
Por exemplo, a FIG. 3.13 mostra que o objeto de dados Pos de um disjuntor pertence à
CDC DPC (Double Point Control) à qual possui atributos com diferentes graus de urgência
(FIG.3.14), como o atributo “d” que informa a descrição do referido objeto de dados e o
atributo “stVal” que informa o status da posição real do disjuntor. Conforme a FIG. 3.14, a
norma IEC-61850 define CO, ST, SV, CF, DC e EX como restrições funcionais para o objeto
de dados Pos. A FIG. 3.16 mostra os tipos de restrições funcionais definidos pela norma.
FIGURA 3.16: Restrições funcionais definidas pela IEC-61850
Fonte: KIRRMANN (2004)
58
As referências de dispositivo lógico, do nó lógico, do objeto de dados, do atributo de
dados e de restrições funcionais compõem a nomenclatura padronizada das funções presentes
nos IED a ser utilizada na configuração dos dispositivos. A figura 3.17 mostra como é
organizada a referência de nomenclatura conforme determina a norma IEC-61850.
FIGURA 3.17: Nomenclatura padronizada pela IEC-61850
Fonte: KIRRMANN (2004)
Resumidamente, a estrutura do modelo genérico de dados definido pela IEC-61850 é
ilustrada na FIG. 3.18.
FIGURA 3.18: Estrutura geral do modelo de dados segundo a IEC-61850
Fonte: KIRRMANN (2004)
59
3.4 Linguagem de Configuração de Subestação
A grande vantagem da IEC-61850 sobre os protocolos proprietários é a facilidade de
configuração dos IED proporcionada pela linguagem de configuração de subestação
(Substation Configuration Language - SCL). Basicamente, a SCL é um sistema de
especificação em diagrama unifilar das conexões dos equipamentos na subestação. A
linguagem também documenta a alocação dos nós lógicos nos IED do diagrama unifilar,
definindo as funcionalidades e pontos de acesso para todos os dispositivos.
Mackiewicz (2006) informa que a linguagem de configuração de subestação especifica
uma hierarquia de arquivos de configuração, permitindo a descrição de múltiplos níveis do
sistema de supervisão, proteção e controle da subestação em arquivos baseados na linguagem
XML (eXtensible Markup Language).1.0. Os arquivos incluem a descrição de especificação
de sistema (System Specification Description – SSD), a descrição da configuração da
subestação (Substation Configuration Description – SCD), a descrição da capacidade do IED
(IED Capability Description) e a descrição do IED configurado (Configured IED
Description). Os arquivos são construídos a partir dos mesmos métodos e formatos, porém,
tem diferentes escopos dependendo da necessidade.
Desta forma, a SCL permite descrever formalmente as relações entre o sistema de
automação da subestação e os equipamentos de pátio através da configuração de quatro tipos
de arquivos, como mostra a TAB. 3.3.
TABELA 3.3
Arquivos de configuração da SCL
Arquivo Definição
SSD
Descreve em XML o diagrama unifilar e a funcionalidade da automação
da subestação associada aos nós lógicos. Este é o ponto de partida para
gerar o arquivo SCD.
SCD
Descreve em XML a configuração completa da subestação incluindo a
rede de comunicação e informações sobre o fluxo de dados de
comunicação. Contém os arquivos ICD da subestação.
ICD
Descreve em XML as pré-configurações e capacidades do IED. Neste
arquivo que acompanha o IED estão descritas todas as funções que
poderão ser utilizadas no sistema. É distribuído pelo fabricante do
equipamento.
CID Descrição da configuração de um IED específico. Neste arquivo estão
descritas as funções parametrizadas ou habilitadas pelo usuário do IED.
Fonte: MIRANDA (2009), PAULINO (2007)
60
Segundo Paulino (2007), este novo modelo de configuração estabelecido pela IEC-
61850 possibilitou a compatibilidade no intercâmbio de informações entre ferramentas de
engenharia dos IED, os conhecidos softwares de parametrização, e as ferramentas de
engenharia do sistema distribuídas por diferentes fabricantes. Deste modo, a SCL contribui
para a racionalização das diversas práticas existentes nas implementações dos projetos de
subestações. A FIG. 3.19 mostra a estrutura da linguagem de configuração de subestação.
FIGURA 3.19: Estrutura da linguagem de configuração de subestação definida pela norma
Fonte: PAULINO (2007)
A título de exemplificação, Rein Júnior (2006) apresenta na FIG. 3.20 um trecho de
arquivo XML contendo a descrição de uma subestação que possui um disjuntor QA1 e uma
chave seccionadora QB1, ambos conectados ao nó L1 do vão (bay) Q1. O disjuntor está
associado ao LN XCBR1 e a chave seccionadora ao LN XSWI2.
Os arquivos da SCL são configurados em formato texto, permitindo a criação e
manutenção em qualquer editor, mas existem aplicativos com ambientes gráficos que
facilitam o trabalho de engenharia. A FIG. 3.21 mostra uma tela do software livre OpenSCL
Tools e a FIG. 3.22 mostra uma janela do software Visual SCL® fornecido pela empresa ASE
(Applied Systems Engineering).
61
FIGURA 3.20: Trecho de um arquivo SCL
Fonte: REIN JÚNIOR (2006)
FIGURA 3.21: Janela do software OpenSCL Tools
62
FIGURA 3.22: Janela do software Visual SCL®, propriedade da ASE, Inc.
Segundo Igarashi (2007), a ferramenta de configuração do IED é um aplicativo
proprietário do fabricante do equipamento capaz de gerar arquivos de configuração
específicos do IED ou mesmo configurar o IED. O autor informa que a ferramenta de
especificação do sistema é um aplicativo capaz de gerar o arquivo que contenha as
especificações da subestação a partir do diagrama unifilar, os nós lógicos, o diagrama dos
alimentadores, por exemplo. Igarashi também informa que a ferramenta de configuração do
sistema é um software independente dos IED utilizados e deve ser capaz de importar arquivos
ICD de vários IED e o arquivo SSD que serão utilizados pelo engenheiro para gerar as
informações do sistema que serão compartilhadas pelos diversos IED.
Igarashi (2007) também observa que a norma prevê três formas de transferência de
dados de configuração produzidos pela ferramenta de configuração do IED:
Via transferência local de arquivo por meio de uma Workstation conectada
localmente ao IED.
Via transferência remota do arquivo por meio do método de transferência de
arquivo estabelecido pela IEC 61850-7-2.
Via serviços de parametrização e configuração de dados conforme a IEC 61850-
7-2.
A FIG. 3.23 ilustra a arquitetura de um sistema de configuração que utiliza a SCL.
Brand, Brunner e Wimmer (2004) descrevem o processo de projeto de sistemas de
supervisão, proteção e controle de subestações segundo os requisitos do cliente. No artigo, os
autores ressaltam a importância de observar três áreas nos projetos de sistemas de automação
de subestações: a funcionalidade necessária, o desempenho desejado e todas as restrições
aplicáveis. A FIG. 3.24 apresenta o fluxograma das etapas de projeto proposto pelos autores.
63
FIGURA 3.23: Arquitetura do sistema de configuração que utiliza a linguagem SCL
Fonte: IGARASHI (2007)
FIGURA 3.24: Etapas do processo de projeto de sistema de automação de subestações
Fonte: BRAND; BRUNNER; WIMMER (2004)
64
Pereira et al (2007) constataram o ganho de produtividade nas tarefas relativas ao
projeto e configuração das subestações a partir da linguagem de configuração de subestações,
à medida que tornou possível o desenvolvimento de ferramentas de geração automatizada de
bases de dados.
Magalhães et al (2009) apresentam uma ferramenta automática de geração de
configuração baseada na linguagem SCL desenvolvida pelos autores. Este configurador de
sistema permite a configuração de modelos (templates) básicos de células de subestação, tais
como bays típicos. Os modelos podem ser utilizados no projeto de subestações, minimizando
sensivelmente o esforço de configuração. O aplicativo permite importar um arquivo completo
de uma subestação como modelo, necessitando apenas alterar os parâmetros específicos da
subestação a ser configurada. A FIG. 3.25 mostra uma tela do configurador do sistema
desenvolvido pelos autores.
FIGURA 3.25: Configurador de sistema de automação
Fonte: MAGALHÃES et al (2009)
65
Em termos práticos, Paulino (2007), Mackiewicz (2006) e Miranda (2005) destacam
como benefícios da SCL:
A linguagem possibilita que ferramentas de desenvolvimento off-line gerem
automaticamente do projeto da subestação os arquivos necessários à configuração
do IED, reduzindo significantemente os custos e esforços manuais de
configuração.
A linguagem permite o compartilhamento da configuração do IED entre os
usuários e fabricantes no intuito de reduzir as inconsistências e ambiguidades na
configuração e nos requisitos do sistema.
As aplicações baseadas na IEC-61850 podem ser configuradas off-line, sem a
necessidade de conexão com a rede.
Possibilita, com a ajuda de testes e ajustes adequados, que novos ajustes possam
ser implementados imediatamente no projeto.
3.5 A comunicação na visão da IEC-61850
3.5.1 Arquitetura de comunicação
Freitas e Lemos (2009) relatam que a norma IEC-61850 estabelece a divisão de uma
subestação em três níveis: estação (station level), vão ou baia (bay level) e processo (process
level). No nível de processo, são encontrados os equipamentos de campo como os
transformadores de corrente (Current Transformers – CT), os transformadores de potencial
(Voltage Transformers – VT) e as unidades de conformação de dados (Merging Units – MU)
que enviam ou recebem sinais dos níveis superiores. Os equipamentos deste nível não
possuem autonomia no sistema e são controlados pelos dispositivos eletrônicos inteligentes
(IED) localizados no nível de vão. Os IED encontrados no nível de vão realizam o controle, a
supervisão e a proteção da subestação, recebendo sinais oriundos do nível de processo e
enviando comandos para atuação no sistema ou para sinalização de status de cada
equipamento na Interface Homem Máquina (IHM) localizada no nível de estação. Neste
último nível são concentrados os dados provenientes do nível de vão, podendo ainda repassá-
los para centros de controle como o Operador Nacional do Sistema (ONS). A FIG. 3.26 ilustra
os três níveis de uma subestação.
66
FIGURA 3.26: Arquitetura de comunicação
Fonte: SANTOS; PEREIRA (2007)
É importante mencionar que a arquitetura do sistema de comunicação delineada pela
norma IEC-61850 pode ser implementada em qualquer topologia de rede (barramento, estrela,
dupla estrela, anel, misto, etc) como mostra a FIG. 3.6, garantindo a flexibilidade de arranjos
físicos da rede de comunicação.
No que diz respeito às funções de supervisão, proteção e controle, o padrão IEC-61850
estabelece as seguintes interfaces de troca de dados nos três níveis da subestação:
IF1: Troca de dados de proteção entre os níveis de vão e estação.
IF2: Troca de dados de proteção entre os níveis de vão e proteção remota.
IF3: Troca de dados dentro do nível de vão.
IF4: Troca de dados instantâneos de TC e TP entre os níveis de processo e vão.
IF5: Troca de dados de controle entre os níveis de processo e vão.
IF6: Troca de dados de controle entre os níveis de vão e estação.
IF7: Troca de dados entre a subestação e o local de trabalho da Engenharia.
IF8: Troca de dados entre os vãos especialmente para funções rápidas como
intertravamentos.
IF9: Troca de dados dentro do nível da estação.
IF10: Troca de dados de controle entre os dispositivos da subestação e o centro
de controle remoto.
67
A FIG. 3.27 apresenta os níveis e as possíveis interfaces de trocas de dados na
subestação.
FIGURA 3.27: Níveis e interfaces lógicas de um sistema de automação de subestações
Fonte: MIRANDA (2009)
Conforme Miranda (2009), as diferentes funções (Functions, F) são implementadas
em vários dispositivos físicos (Physical Devices, PD) através da divisão em subfunções, ou
nós lógicos (Logical Nodes, LN) os quais, por sua vez, podem trocar informações necessárias
à implementação das funções através de conexões lógicas (Logical Connections, LC) e
conexões físicas (Physical Connections, PC) como mostra a FIG. 3.28. Vale observar que a
mesma função pode estar distribuída em dispositivos físicos diferentes, caracterizando o que
se denomina livre alocação de funções.
FIGURA 3.28: Estrutura de alocação de funções
Fonte: MIRANDA (2009)
68
Segundo Pereira et al (2007) a troca de informações na subestação é realizada em duas
modalidades: cliente-servidor (client-server) e editor-assinante (publisher-subscriber). No
modo cliente-servidor as informações de configuração são transferidas verticalmente entre os
níveis da subestação, com tempo de resposta relativamente lento (da ordem de 1s). Neste
modo de comunicação, o servidor corresponde ao nível de vão ou processo que fornecem os
dados aos clientes no nível de estação ou qualquer outro nível remoto. Tais dados podem ser
transmitidos por solicitação do cliente ou enviados automaticamente a partir de eventos pré-
definidos como alertas de mudanças de status de equipamentos, por exemplo. A FIG. 3.29
ilustra o processo de comunicação vertical em uma subestação.
FIGURA 3.29: Comunicação no modo vertical
Fonte: CAETANO; PERNES (2007)
Por outro lado, as comunicações horizontais acontecem no mesmo nível da subestação
e utilizam o modo editor-assinante, em que o editor transmite as informações na rede no modo
unicast (transmissão ponto-a-ponto) ou multicast (transmissão seletiva), como mostra as FIG.
3.30(a) e 3.30(b), de tal maneira que os IED conectados à rede de comunicação podem
receber mensagens e utilizá-las ou não, dependendo da configuração do sistema.
69
(a) (b)
FIGURA 3.30: Modos horizontais de transmissão de dados
(a) Unicast
(b) Multicast
Vale ressaltar que a comunicação não depende de um sinal de confirmação, sendo
repetida várias vezes para aumentar a confiabilidade. Como este tipo de comunicação
geralmente está associada a comandos que exigem alta velocidade tais como sinais de disparo
(trip), o tempo de comunicação oscila em torno de 4ms na maior parte dos casos. A FIG. 3.31
mostra o processo de comunicação horizontal em uma subestação.
FIGURA 3.31: Comunicação no modo horizontal
Fonte: CAETANO; PERNES (2007)
70
Os sistemas de potência estão se tornando cada vez mais integrados e complexos de
forma que os eventos que ocorrem em uma parte do sistema afetam a operação de outra parte
localizada a muitos quilômetros de distância da origem. Nesta perspectiva, é requisito
essencial para o adequado funcionamento do sistema a utilização de um mecanismo de
sincronização de tempo com precisão adequada.
No intuito de providenciar meios de sincronização de tempo, o RCC (Range
Commanders Council), órgão pertencente às forças armadas dos EUA, desenvolveu em 1956
os códigos IRIG (Inter-Range Instrumentation Group). Existem 6 códigos IRIG disponíveis
que se diferenciam pelas suas taxas de transmissão: A, B, D, E G e H. Segundo Moore (2009),
o código B se tornou o padrão mais aceitável pelos sistemas de distribuição por conta da
simplicidade de compreensão e implementação, além da sua precisão na ordem de
microssegundos e da compatibilidade com muitos IED.
FIGURA 3.32: Sincronização do tempo padrão IRIG-B
Fonte: MOORE (2009)
Alzate e Dolezilek (2007) afirmam que o protocolo IEC-61850 requer uma resolução
de tempo da ordem de microssegundos, com precisão em torno de 100s. Portanto, segundo
os autores, a melhor prática recomendada para sincronização de tempo é o IRIG-B, pois é o
único método que fornece este nível de precisão. No artigo, os autores mencionam os esforços
da IEEE no sentido do desenvolvimento de uma norma, referida como IEEE 1588, que utilize
a Ethernet para sincronização de tempo.
71
FIGURA 3.33: Servidor de tempo IRIG-B produzido pela Meinberg®
3.5.2 Mensagens GOOSE e SMV
No intuito de transferir uniformemente os dados entre os dispositivos conectados ao
sistema, os serviços de troca de informação devem ser definidos. A IEC-61850 utiliza um
conceito orientado a objeto chamado Interface de Comunicação de Serviços Abstratos
(Abstract Communication Service Interface, ACSI). A ACSI é muito útil, pois os serviços são
independentes do conteúdo da informação e do protocolo de comunicação. Este serviço
permite que todos os IED se comportem identicamente na perspectiva da rede de
comunicação. No modelo ACSI existem dois tipos de serviços de comunicação. O primeiro
grupo usa o modelo cliente-servidor (comunicação vertical), para coletar dados dos IED e o
segundo grupo utiliza o modelo de comunicação horizontal de ponto-a-ponto (peer-to-peer
ou, abreviadamente, P2P), em que cada dispositivo tem as mesmas capacidades e
responsabilidades, para estabelecer comunicação rápida entre IED e transmitir as amostras de
valores medidos (Sample Measured Values – SMV). As mensagens do primeiro grupo são
consideradas de baixa prioridade enquanto que as do segundo grupo possuem alta prioridade.
As mensagens trocadas entre dispositivos na rede de comunicação da subestação
podem ser classificadas segundo a sua prioridade pela IEC-61850 como ilustra a FIG. 3.34.
Pereira et al (2007) informam que as mensagens do tipo 1a e 1b são de alta velocidade,
as do tipo 2 e 7 são de média velocidade, as do tipo 6a e 6b são utilizadas como sinais de
sincronismo e as do tipo 4 correspondem a valores amostrados dos transformadores de
potencial e corrente. As demais mensagens são de baixa velocidade e correspondem a coleta
de parâmetros e transferência de arquivos. Segundo os autores, as mensagens do tipo 1a e 1b
são denominadas GSE (Generic Substation Events) e podem ser classificadas em GOOSE
(Generic Oriented Object Substation Event) e GSSE (Generic Substation Status Event).
72
FIGURA 3.34: Tipos de mensagens definidas pela IEC-61850
Fonte: PIIRAINEN (2010)
A grande vantagem proporcionada pelas mensagens GOOSE e GSSE é a possibilidade
de comunicação de alta velocidade e confiabilidade entre vários IED através da rede de
comunicação, substituindo a comunicação física por meio de cabos ou fios dedicados. A FIG.
3.35 mostra o modo multicast de transmissão de mensagens GOOSE.
FIGURA 3.35: Transmissão de mensagens GOOSE
Fonte: MIRANDA (2009)
73
Para garantir a confiabilidade da comunicação, as mensagens GOOSE são
retransmitidas com intervalos de tempo crescentes até que o intervalo máximo de repetição
seja alcançado. A FIG. 3.36 mostra que após a ocorrência de um evento de alta prioridade o
intervalo de retransmissão é bastante curto (da ordem de poucos milissegundos), aumentando
gradativamente até alcançar a ordem de poucos segundos. Como sempre existe tráfego de
mensagens na rede, os IED receptores da mensagem podem detectar uma falha de
comunicação a partir do momento em que o sinal enviado periodicamente não for detectado.
FIGURA 3.36: Mecanismo de retransmissão de mensagem GOOSE
Fonte: BRUNNER; APOSTOLOV (2009)
Outro tipo de mensagem de alta prioridade são os valores amostrados de grandezas
elétricas na forma analógica necessárias à proteção, supervisão e controle de subestações. A
partir da crescente disponibilidade de sensores de tensão e corrente que funcionam com
baixos níveis de energia, a capacidade de digitalizar os sinais analógicos coletados e
transmitir os valores amostrados através da rede de comunicação torna-se uma necessidade. A
IEC-61850 se encarrega de definir os serviços de amostragem de valores medidos (Sample
Measures Values – SMV). Neste aspecto, as unidades de conformação de dados assumem
importante papel à medida que são responsáveis pela amostragem e digitalização dos sinais de
tensão, corrente e informações de status provenientes dos transformadores de instrumentos e
transdutores conectados à instalação elétrica primária da subestação. A FIG. 3.37 mostra uma
merging unit (MU) e apresenta o seu papel central no conceito de amostragem de valores
medidos (SMV).
74
FIGURA 3.37: Unidade de conformação de dados (Merging Unit)
Fonte: MACKIEWICZ (2006)
As unidades de conformação de dados (merging units) amostram os sinais analógicos
de tensão e corrente provenientes dos transformadores de instrumentos a uma taxa
sincronizada. Deste modo, qualquer IED pode receber dados de múltiplas MU e
automaticamente alinhar e processar os dados. As taxas de amostragem convencionadas
atualmente são 80 amostras/ciclo para monitoramento e proteção e 256 amostras/ciclo para
qualidade de energia e oscilografias de alta resolução. A FIG. 3.38 mostra uma merging unit
instalada junto a um disjuntor no pátio de uma subestação e as FIG. 3.39(a) e 3.39(b) ilustram
modelos de MU para montagem em estante (rack) ou em campo.
FIGURA 3.38: Unidade de conformação de dados (Merging Unit) montada em campo
Fonte: HUNT (2009)
75
(a) (b)
FIGURA 3.39: Aspecto construtivo de uma Merging Unit
(a) MU para montagem em estante
(b) MU para montagem em campo
Tecnologicamente, a merging unit é composta por amplificadores, filtros analógicos,
pelo conversor analógico-digital e pelo módulo de processamento de sinais digitais (Digital
Signal Processing – DSP). A MU possui entrada de sincronização de tempo e de calibração,
como ilustra a FIG. 3.40.
FIGURA 3.40: Diagrama de bloco simplificado de uma Merging Unit
Fonte: THOLOMIER; CHATREFOU (2008)
3.6 Testes de conformidade e do sistema
Mais do que definir o modelo de dados e serviços de comunicação, a IEC-61850
estabelece os princípios de testes de conformidade dos dispositivos do sistema, verificando
essencialmente a interoperabilidade dos dispositivos segundo os requisitos da norma. Testes
de conformidade são realizados em laboratórios especialmente equipados de empresas
76
certificadoras. Os certificados de homologação emitidos pelas organizações certificadoras
devem acompanhar a documentação fornecida com os IED.
A FIG. 3.41 mostra um certificado de conformidade emitido pela KEMA para um
produto fabricado pela empresa Camille Bauer®.
FIGURA 3.41: Certificado de conformidade emitido pela KEMA
Fonte: KEMA (2009)
Segundo Ito e Ohashi (2008), alguns aspectos importantes devem ser mencionados em
relação aos testes de conformidade estabelecidos pela parte 10 da IEC-61850:
Conformidade não significa interoperabilidade.
Apenas testes funcionais básicos são levados em consideração e nenhum teste de
performance é realizado.
As interfaces de comunicação no IED constituem a parte principal dos testes de
conformidade. Por outro lado, os sistemas baseados na IEC-61850 são tão
complexos e variados por conta da flexibilidade proporcionada pela norma que é
muito difícil testá-los completamente.
Vale mencionar que na fase de comissionamento considera-se que o dispositivo em
teste (Device Under Test – DUT) já esteja em conformidade com a IEC-61850-10.
Pereira et al (2008) afirmam que para realizar os testes de conformidade e os testes
funcionais é necessário dispor de um conjunto de teste adequado que inclua, pelo menos, um
equipamento de teste baseado na IEC-61850, uma rede Ethernet, um computador e as
ferramentas computacionais necessárias. A FIG. 3.42 mostra um esquema de conexão dos
dispositivos em teste.
77
FIGURA 3.42: Conexão física para testes funcionais
Fonte: STEINHAUSER; SCHOSSIG (2007)
O equipamento de teste deve simular a comunicação vertical, como a transferência de
informações de configuração e operacionais no modo cliente-servidor, assim como a
comunicação horizontal, no modo editor-assinante, tal como as mensagens GOOSE e GSSE.
As FIG. 3.43(a) e 3.43(b) mostram os equipamentos da Omicron®
que são utilizados nos
testes de conformidade de dispositivos.
(a) (b)
FIGURA 3.43: Equipamentos de teste de conformidade da Omicron®
(a) Mala de Teste CPC 100®
(b) CMC 256 Plus®
78
Pereira et al (2008) recomendam a realização dos testes de conformidade antes da
integração do sistema a fim de descobrir em tempo possíveis erros e inconsistências
relacionadas ao software do IED, assim como a exata funcionalidade dos equipamentos. Este
procedimento pode evitar comportamentos inesperados na fase operacional, além de poupar
tempo e recursos financeiros nas etapas de implementação e manutenção do sistema. Neste
aspecto, as informações de configuração na linguagem SCL podem ajudar nos testes de
conformidade como mostra a FIG. 3.44.
FIGURA 3.44: Utilização dos dados de configuração nos testes do sistema
Fonte: STEINHAUSER; SCHOSSIG (2007)
79
Capítulo 4 – Avaliação Crítica da Norma IEC-61850
4.1 Análise da necessidade de adoção da IEC-61850
4.1.1 Metodologia dos Ciclos de Tendência da Gartner Research
Quando uma inovação tecnológica se apresenta ao mercado surgem dúvidas em
relação à necessidade ou viabilidade de aquisição ou adoção da nova tecnologia, pois além de
envolverem recursos financeiros frequentemente também provocam quebras de paradigmas já
estabelecidos e consolidados, com a conseqüente resistência à mudança das partes envolvidas.
Esta inércia de mercado é natural e reflete a prudência na realização de investimentos.
Outro ponto importante a ser considerado está relacionado ao momento em que a nova
tecnologia deve ser adquirida ou adotada, haja vista que é importante assegurar a atualização
do parque tecnológico da organização de modo a preservar os investimentos realizados ou
mesmo adequá-los a novas regulamentações impostas pelo governo ou padronizações
propostas por organizações de normatização nacionais ou internacionais.
Neste sentido, a consultoria Gartner® desenvolveu uma metodologia denominada
Gartner Hype Cicles (ciclos de tendência, ou de modismos) que fornece uma representação
gráfica da maturidade e adoção de tecnologias e aplicações. O termo hype significa
publicidade de maneira exagerada, muitas vezes de modo enganoso ou ilusório.
A metodologia dos ciclos de tendência elaborada pela consultoria Gartner permite a
visualização de como a tecnologia ou aplicação evolui ao longo do tempo, providenciando
uma fonte de conhecimento e funcionando como uma importante ferramenta auxiliar de
análise e tomada de decisão. As organizações podem utilizar os ciclos de tendências para
conhecer a promessa de uma tecnologia emergente dentro do contexto dos negócios e do
apetite individual pelo risco.
Os ciclos de tendência elaborados pela consultoria Gartner são divididos em 5 fases: a
fase de lançamento da tecnologia (Technology Trigger), a fase das expectativas inflacionadas
(Peak of inflated Expectations), a fase da desilusão (Through Disillusionment), a fase de
retomada do interesse (Slope of Enlightenment) e a fase de maturidade (Plateau of
Productivity).
80
A fase de lançamento da tecnologia é caracterizada pela maciça divulgação na mídia
das suas potenciais vantagens e benefícios de adoção, geralmente acompanhadas de análises
prematuras favoráveis aos novos conceitos. Nesta fase existe muita excitação e energia em
torno da nova tecnologia e suas aplicações, porém, freqüentemente não há produtos
disponíveis no mercado e a viabilidade comercial não é provada.
Na fase de expectativas inflacionadas, a publicidade veiculada na etapa de lançamento
se traduz na produção dos primeiros casos de sucesso, constantemente acompanhados de
situações de falha. Em geral os produtos possuem preços altos justificados para a cobertura
dos custos de pesquisas e desenvolvimento. Durante esta fase, organizações mais agressivas
podem iniciar projetos customizados para seus requisitos em conjunto com os fabricantes,
principalmente se existe perspectiva de alcançar vantagem competitiva.
Assim que o pico desta etapa é atingido, um número cada vez maior de fabricantes
participa do processo de competição pela liderança no fornecimento da nova tecnologia. A
partir da movimentação exagerada em torno da nova tecnologia, um número crescente de
empresas examina como a tecnologia se ajusta às suas estratégias de negócios, embora
algumas organizações ainda se mantenham céticas ou receosas.
Na fase da desilusão o interesse diminui consideravelmente à medida que surge a
primeira geração de produtos e são retratadas as falhas e limitações da nova tecnologia. A
publicidade negativa sobre a nova tecnologia nesta fase leva ao estado de desilusão do
mercado, pois a tecnologia não corresponde às expectativas e começa a entrar na fase de
descrédito.
Esta é a fase mais complicada, pois a sobrevivência de fornecedores no mercado pode
ser ameaçada. Os investimentos continuam apenas se os fabricantes que sobreviverem a esta
fase melhorarem os seus produtos, satisfazendo os clientes que já adotaram a nova tecnologia.
A fase de retomada do interesse acontece em função da consolidação da compreensão
de como a tecnologia pode beneficiar as organizações. Produtos de segunda e terceira geração
começam a surgir no mercado. Nesta fase, as empresas mais agressivas estão confortáveis
com a nova tecnologia, enquanto as companhias moderadamente agressivas iniciam projetos
piloto. Empresas mais conservadoras continuam cautelosas.
No início desta fase, estima-se que a penetração da nova tecnologia é menor que 5%
do mercado potencial. Este nível alcança aproximadamente 20% assim que a tecnologia
alcança a próxima fase.
81
Na fase de maturidade começa a adoção geral da nova tecnologia por um número cada
vez maior de empresas, pois os benefícios obtidos são medidos positivamente. Assim que a
tecnologia amadurece, surge um ecossistema de múltiplos fabricantes de produtos e serviços.
A partir do momento em que milhares de empresas adotam a nova tecnologia, o modismo
começa a diminuir, os critérios de viabilidade se tornam mais claramente definidos. O custo x
benefício da adoção da tecnologia pelo mercado amplo começa ser favorável.
A FIG. 4.1 mostra o gráfico do ciclo de tendências genérico proposto consultoria
Gartner.
FIGURA 4.1: Gráfico dos Ciclos de Tendência Gartner
Fonte: GARTNER RESEARCH (2008)
4.1.2 Análise da IEC-61850 conforme a metodologia dos ciclos de
tendência
No intuito de mensurar a visibilidade do impacto da norma IEC-61850 para
delimitação das fases dos ciclos de tendência, foram utilizados os relatos disponíveis na
literatura especializada nacional e internacional.
Fase 1
Fase 2
Fase 3
Fase 4
Fase 5
82
Segundo Dawidzac e Oliveira (2007), as duas primeiras subestações baseadas na IEC-
61850 começaram a ser projetadas em 2003, aproximadamente seis meses após o lançamento
das primeiras partes da norma. No final do ano de 2003, foi iniciado o projeto da subestação
Garzweiler II na Alemanha o qual foi finalizado no início de 2005. O projeto da subestação
Winznauschachen na Suíça teve início em 2003 e término no final de 2004.
Em 2005, foi comissionada e entregue a primeira subestação funcionando com a IEC-
61850 nas Américas. Segundo Rodrigues, Soldani e Wong (2006), a subestação Bujama da
concessionária Luz del Sur, no Peru. No mesmo ano, foi iniciado nos Estados Unidos da
América o primeiro projeto de subestação baseada na norma IEC-61850 pela concessionária
TVA (Tenesse Valley Authority) como informam Holbach et al (2007).
Até o ano de 2007, Rodrigues e Hoga (2007) já tinham contabilizado mais de 250
projetos de subestações apenas com soluções Siemens funcionando conforme a norma no
mundo. Em outro artigo publicado em 2009, os mesmos autores já contabilizavam mais de
500 subestações.
Segundo o blog http://iec61850.blogspot.com, a Siemens já anunciava no ano de 2008
mais de 1.000 instalações no mundo funcionando com equipamentos da empresa baseados na
IEC-61850.
Em 2010, a ABB já contava com mais de 800 projetos de subestações com soluções
próprias baseadas na norma funcionando no mundo.
No Brasil, as primeiras subestações a utilizar a IEC-61850 surgiram a partir de 2007
conforme relatos de Kimura (2009) e Flores, Higashi e Borges (2009).
Segundo Tavares e Leal (2010) estima-se que atualmente apenas 20% do parque de
subestações brasileiro já esteja digitalizado. Os autores informam que o Brasil conta com um
parque total de aproximadamente 620 subestações, com perspectiva de construção de mais 95
nos próximos três anos.
No Estado do Pará, não existem dados consolidados do número de subestações
funcionando conforme a IEC-61850. Existem apenas alguns registros da Eletronorte (Centrais
Elétricas do Norte do Brasil S.A.) na implementação parcial de automação de subestações
segundo o referido padrão.
Por exemplo, Cerqueira et al (2008) apresentam os sistemas especiais de proteção
(SEP) definidos e implantados em duas subestações de propriedade da Eletronorte. No artigo,
os autores informam que em novembro de 2007 o padrão IEC-61850 foi implantado na
subestação Utinga.
83
Ainda não existe estatística oficial que aponte quantas das 52 subestações (das quais
11 subestações encontram-se no território paraense) de propriedade da Eletronorte estão
funcionando conforme a IEC-61850.
Dados apresentados nas demonstrações patrimoniais do exercício de 2009 mostram
que a CELPA (Centrais Elétricas do Pará S.A.) possuía 63 subestações na ocasião, porém, não
há relatos na literatura especializada sobre o estado destas subestações em relação à norma.
Após a análise da visibilidade do padrão IEC-61850 na literatura especializada
mundial é possível situar cronologicamente cada uma das fases do ciclo de tendências. O
resultado é apresentado na FIG. 4.2.
Um outro referencial importante para balizar as estimativas do período de cada uma
das fases é a cronologia da padronização apresentada pela IEC. Em termos de normalização, a
Comissão Eletrotécnica Internacional já lançou a segunda edição de várias partes da norma e
estabeleceu o ano de 2010 como prazo de estabilização da maioria das partes da IEC-61850.
Considerando o panorama mundial da IEC-61850, apresentado na FIG. 4.2, é possível
verificar que no ano de 2010 a tecnologia ainda não amadureceu o suficiente para justificar
investimentos por empresas mais conservadoras.
FIGURA 4.2: Gráfico dos ciclos de tendência para o panorama mundial da IEC-61850
Fase 1
Fase 2
Fase 3
Fase 4
Fase 5
2003 2009 2007 2011
84
4.2 Barreiras e limitações da IEC-61850
Segundo Gilchrist e Farquharson (2007), enquanto o padrão IEC-61850 se tornou
modismo na Europa e no resto do mundo, a América do Norte foi mais cética quanto às
vantagens de adoção da norma, haja vista que já haviam sido realizados pesados
investimentos em comunicações baseadas nos protocolos de segunda geração como o DNP
3.0, além do que as empresas estavam conscientes da complexidade e dos custos associados à
implantação do referido padrão. Os autores relatam como dificuldades de aplicação da IEC-
61850 a falta de disponibilidade de ferramentas de configuração que explorem a capacidade
da norma, a existência de uma multiplicidade de ferramentas proprietárias de configuração, a
dificuldade de compreensão pelo Engenheiro da área de sistemas de potência da nomenclatura
convencionada pela IEC-61850, assim como a pobre interface gráfica dos aplicativos
disponíveis no mercado que torna a utilização dos softwares no processo de configuração
menos amigável ao usuário final, sendo este último fato confirmado por Piraiinen (2010).
Paulo e Campos (2009) retratam algumas deficiências como a limitação de
gerenciamento da informação repassada às funções pela linguagem XML. Segundo os
autores, as aplicações da IEC-61850 em sistemas multifabricante ainda estão dando os
primeiros passos, pois as ferramentas disponíveis no mercado não apresentam níveis elevados
de interoperabilidade, limitando a interpretação dos arquivos SCL entre as várias ferramentas
proprietárias, a configurabilidade dos modelos de objetos dos IED é limitada e pouco flexível.
Mendes e Jardini (2009) alertam para o fato de que a maioria dos projetos de sistemas
de automação elétrica modernos foi elaborada tentando emular as tecnologias anteriores, o
que dificulta a obtenção dos benefícios proporcionados pela norma. Os autores relatam a
dificuldade de aceitação de novas tecnologias pelo pessoal do setor elétrico, a vulnerabilidade
do sistema de potência frente aos problemas de segurança a partir da interligação de sistemas
via redes de computadores, além da pouca disponibilidade de equipamentos desenvolvidos
nos padrões modernos, com poucas alternativas de equipamentos similares de fabricantes
diferentes.
Dufour (2009) relata a experiência de aplicação da IEC-61850 na integração de
dispositivos de diferentes fabricantes. O autor destaca as limitações de liberdade de
configuração devido à heterogeneidade e incompatibilidade entre ferramentas de diversos
fabricantes, limitações de interoperabilidade entre softwares proprietários, necessitando de
ferramentas adicionais de integração. Foram também relatados problemas de insegurança na
configuração e inconveniências na permissão da edição de parâmetros fora da norma.
85
Funes et al (2009) mencionam as dificuldades relativas ao maior tempo de
configuração das mensagens GOOSE nos IED comparado com o tempo gasto com a
configuração dos relés clássicos. Porém, segundo os autores, este tempo adicional gasto com
configuração implica menores tempos de manutenção no futuro.
Conforme os relatos encontrados na literatura, as limitações encontradas estão
relacionadas muito mais às questões de disponibilidade de ferramentas e equipamentos que
explorem na totalidade as capacidades proporcionadas pela norma do que propriamente com
relação às deficiências do padrão.
Como já foi mencionado, as deficiências técnicas observadas após o lançamento da
IEC-61850 vem sendo discutidas pelos membros da UCA através das TISSUES (Technical
Issues) e os avanços tecnológicos estão sendo incorporados na segunda versão da norma.
Aspectos importantes a serem enfrentados pela norma são a segurança e a integridade
dos dados que trafegam na rede e o atraso provocado pelo tráfego intenso na rede de
comunicação em função da utilização da largura de banda pelas mensagens GOOSE,
principalmente nos casos de sistemas mais complexos constituídos de muitos IED.
Embora desejável, a intercambialidade não está prevista na IEC-61850, portanto, é
necessário tratar esse tema em versões futuras da norma para alcançar níveis ainda maiores de
interoperabilidade, competitividade entre os fabricantes, com a consequente queda nos custos
dos equipamentos e na redução de esforços nos processos de configuração.
86
Capítulo 5 – Conclusões
O intuito do presente trabalho foi apresentar os fundamentos da norma IEC-61850
publicada entre os anos de 2003 e 2005, os pontos a evoluir e a realidade de implantação do
referido padrão nos sistemas de proteção, supervisão e controle de subestações de energia
elétrica a nível internacional, nacional e estadual retratadas na literatura especializada.
O Capítulo 1 teve como finalidade justificar a importância do presente estudo a partir
do posicionamento da norma como alternativa interessante à realidade das subestações antes
da publicação da padronização pela IEC.
O Capítulo 2 buscou balizar este trabalho através das referências à IEC-61850 na
literatura especializada no que diz respeito às experiências de implantação do padrão, aos
testes de conformidade e de sistema e às perspectivas futuras da norma.
Os detalhes específicos da IEC-61850 foram apresentados no Capítulo 3. Neste
capítulo buscou-se resgatar o histórico de aprovação da norma no âmbito da IEC, além de
tratar do modelo de dados, da linguagem de configuração de subestação (SCL), dos testes de
conformidade e da arquitetura de comunicação, com destaque para as mensagens de alta
prioridade denominadas GOOSE e GSSE.
O Capítulo 4 utilizou a metodologia de ciclos de tendências da empresa de consultoria
Gartner® aplicada ao cenário da tecnologia emergente proporcionada pela IEC-61850. Através
deste estudo foi possível constatar que o padrão ainda não está na fase amadurecida, portanto,
mudanças e evoluções ainda estão prestes a acontecer nos seus aspectos normativos e
mercadológicos. Para complementar a análise segundo o ciclo de tendência da IEC-61850,
foram apresentadas informações sobre o panorama de implantação da norma no âmbito
mundial, brasileiro e paraense, concluindo que há muitas oportunidades e perspectivas de
crescimento do número de subestações automatizadas segundo a filosofia do padrão IEC-
61850 a nível estadual.
O capítulo 4 ainda apresenta as barreiras e limitações da implantação da referida
padronização, dando destaque para os aspectos de disponibilidade de equipamentos e de
ferramentas de configuração adequadas que facilitem a interoperabilidade preconizada pela
norma.
Segundo alguns trabalhos disponíveis na literatura especializada, a IEC-61850 dentro
de alguns anos tenderá a se tornar um padrão amplamente adotado pelas concessionárias e
inevitavelmente contribuirá para incrementar decisivamente a inteligência dos sistemas
87
elétricos de potência à medida que a qualidade da informação disponibilizada pelos
dispositivos eletrônicos inteligentes fornecer suporte para a maior confiabilidade das
subestações.
É precisamente neste aspecto que reside a importância da norma, já que este é um dos
princípios fundamentais do assunto mais discutido no momento – Os smart grids, redes
inteligentes de energia em que a integração é a palavra chave, agregando muito mais valor
para os consumidores e concessionárias. Vislumbra-se num futuro não muito distante, por
exemplo, a possibilidade de incorporar inteligência aos eletrodomésticos, os quais buscarão
tirar vantagem da oscilação de preço da tarifa de energia ao longo do dia. As concessionárias,
por sua vez, poderão oferecer planos com franquia de consumo, como acontece com as
operadoras de telefonia atualmente.
A evolução da rede de energia também deve estar acompanhada do desenvolvimento
de novos equipamentos. Já se especula para um futuro próximo a tendência de comunicação
entre dispositivos através de redes sem fio, como mostra a FIG. 5.1.
FIGURA 5.1: Evolução das comunicações dos IED
Fonte: SOLLECITO (2008)
Neste contexto de intensas mudanças e quebras de paradigmas, o Engenheiro de
Sistemas de Potência precisa estar a par das tecnologias e ferramentas para que possa estar
inserido neste novo mundo interconectado a ser proporcionado pelo smart grid.
88
5.1 Sugestão para trabalhos futuros
No intuito de facilitar a identificação de oportunidades de continuação da pesquisa, são
sugeridos os seguintes temas a serem possivelmente abordados em trabalhos futuros
relacionados ao assunto tratado nesta monografia:
Efetuar uma pesquisa sobre a situação das subestações de energia elétrica em
relação à implantação da norma IEC-61850 no Estado do Pará e na região norte;
Avaliar critérios e requisitos de projeto de novas subestações ou de migração de
subestações antigas para o referido padrão;
Realizar experimentos que reproduzam a dinâmica encontrada nas subestações
reais, simulando funções de proteção, controle e supervisão de instalações;
Realizar análise comparativa dos dispositivos eletrônicos inteligentes de
diversos fabricantes;
Elaborar indicadores para a mensuração do desempenho de subestações
baseadas na IEC-61850;
Acompanhar e relatar os avanços futuros da norma.
89
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