tcc-revisado-0806

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UNIVERSIDADE ESTADUAL PAULISTA “JÚLIO DE MESQUITA FILHO"
CÂMPUS EXPERIMENTAL DE SOROCABA
ENGENHARIA DE CONTROLE E AUTOMAÇÃO
TIAGO FRANCISCO DE OLIVEIRA SCALON
Estudo de caso: Modernização e otimização de
pequenas centrais hidrelétricas visando diminuição de
custos
TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO
Sorocaba
2017
TIAGO FRANCISCO DE OLIVEIRA SCALON
Estudo de caso: Modernização e otimização de
pequenas centrais hidrelétricas visando diminuição de
custos
Trabalho de conclusão de curso apresen-
tado ao programa de graduação em Enge-
nharia de controle e automação, da Univer-
sidade estadual Paulista de Sorocaba.
Orientador: Galdenoro Botura Jr
Área de Conhecimento: Dr. em Engenharia
elétrica
Sorocaba
2017
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Scalon, Tiago Francisco de Oliveira. 
 
 Estudo de caso: modernização e otimização de pequenas 
centrais hidrelétricas visando diminuição de custos / Tiago 
Francisco de Oliveira Scalon, 2017. 
 79 f.: il. 
 
 Orientador: Galdenoro Botura Junior. 
 
 Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação) – Universidade 
Estadual Paulista "Júlio de Mesquita Filho". Instituto de Ciência e 
Tecnologia (Câmpus de Sorocaba), 2017. 
 
 1. Modernização. 2. Pequenas centrais hidrelétricas. 3. 
Automação. 4. Teleoperação. Universidade Estadual Paulista 
"Júlio de Mesquita Filho". Instituto de Ciência e Tecnologia 
(Câmpus de Sorocaba). II. Título. 
 
 
 
 
 
 
 
Tiago Francisco de Oliveira Scalon
Estudo de caso: Modernização e otimização de pequenas centrais hidrelétricas
visando diminuição de custos
IMPORTANTE: ESSE É APENAS UM
TEXTO DE EXEMPLO DE FOLHA DE
APROVAÇÃO. VOCÊ DEVERÁ SOLICITAR
UMA FOLHA DE APROVAÇÃO PARA SEU
TRABALHO NA SECRETARIA DO SEU
CURSO (OU DEPARTAMENTO).
Trabalho aprovado. Sorocaba , DATA DA APROVAÇÃO:
Galdenoro Botura Jr
Orientador
Professor
Convidado 1
Professor
Convidado 2
Sorocaba
2017
Dedico este trabalho aos meus pais que sempre deram o melhor deles para que eu
pudesse dar o meu.
Agradecimentos
Agradeço a minha irmã Aline por sempre ter me incentivado a buscar meus
sonhos.
Agradeço a minha namorada Larissa Carrijo por todo apoio e incentivo que
me deu durante esses anos de faculdade e que foram de grande valia para que eu
conseguisse chegar até o fim dessa jornada.
Agradeço a todos os amigos de república que tive o prazer de compartilhar
muitos momentos bons, sempre com companheirismo e muitas risadas, sem os quais
minha estadia esses anos em Sorocaba não teria sido tão divertida. Um sincero
obrigado a todos: Vet, Tulio, Luke, Murilo, Madeira, Capi Jr, Daiane, Mega, Patriota,
Brandão, Lucas, Diego, Akita e Nakajima.
Agradeço a todos os amigos que fiz na 8ª turma de ECA e que pretendo levar
para a vida toda.
Agradeço ao Professor Galdenoro pela orientação neste trabalho e em todas
matérias que tive a oportunidade de ter com o mesmo.
“A mente não tem limite. Quando a mente
pode antever o fato de que você pode rea-
lizar algo, você realmente pode, desde que
acredite nisso 100%.” Arnold Schwarzenegger
Resumo
Este trabalho tem como objetivo elaborar uma proposta de padronização para projetos
de automação de pequenas centrais hidrelétricas, e otimizar a solução de forma que o
sistema atenda aos requisitos operacionais e de performance, do cliente e da ONS que
é a agência que regulamenta esse mercado de geração de energia.
O desenvolvimento deste trabalho é baseado no estudo e análise de um caso real
de projeto de modernização de uma pequena central hidrelétrica. Além do projeto,
foram pesquisados trabalhos que tratavam sobre diversos temas tais como: Moderniza-
ção de usinas hidrelétricas, custos envolvidos no projeto e construção de pequenas
centrais hidrelétricas e operação remota de centrais. Utilizando todo o conhecimento
aprendido das propostas apresentadas pelos respectivos autores e todo conhecimento
aprendido no dia a dia fazendo propostas de automação para pequenas e grandes
centrais hidrelétricas, o trabalho conclui com a apresentação de uma solução otimizada
para pequenas centrais hidrelétricas que atende a diminuição dos custos de hardware,
diminuição dos custos operacionais através da possibilidade de operação remota e
desassistida, e satisfazer as exigências de operação impostas pela ONS.
Palavras-chave: Pequenas centrais hidrelétricas, modernização, operação remota,
automação, otimização.
Abstract
This work aims to prepare a standardization proposal for automation projects for small
hydropower plants, and to optimize the solution so that the system meets the operational
and performance requirements of the client and ONS, which is the agency that regulates
this market of power generation.
The development of this work is based on the study and analysis of a real case of
modernization of a small hydropower plant. In addition to the project, research was
done on topics such as: Modernization of hydroelectric plants, costs involved in the
design and construction of small hydroelectric plants and remote operation of power
plants. Using all the knowledge from the proposals presented by the respective authors
and all the knowledge acquired in the day to day making proposals of automation for
small and large hydroelectric power plants, the work concludes with the presentation of
an optimized solution for small hydropower plants that attends the reduction of costs
Reduction of operating costs through the possibility of remote and unmanned operation,
and to meet ONS ‘operating requirements.
Keywords: Small hydropower plants, modernization, remote operation, automation,
optimization.
Lista de ilustrações
Figura 1 – Sistema interligado nacional SIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
Figura 2 – PCH de acumulação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Figura 3 – PCH fio d‘água . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Figura 4 – Esquema de uma PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
Figura 5 – Principais motivos para modernização de usinas . . . . . . . . . . . 37
Figura 6 – Organização dos centros de controle e supervisão ONS . . . . . . . 47
Figura 7 – Solução padrão para UHE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
Figura 8 – Solução padrão para PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
Figura 9 – O&M x Potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
Figura 10 – O&M x Idade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
Lista de tabelas
Tabela 1 – Empreendimentos em operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Tabela 2 – Empreendimentos em construção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Tabela 3 – Empreendimentos com construção não iniciada . . . . . . . . . . . 22
Tabela 4 – Divisão custos de uma usina hidrelétrica . . . . . . . . . . . . . . . 27
Tabela 5 – Divisão custos de uma PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
Tabela 6 – Despesas pré-operacionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
Tabela 7 – Investimento em ativos fixos em reais . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Tabela 8 – Custos O&M PCHs em R$/MWh . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
Tabela 9 – Lista de materias solução padrão PCH . . . . . . . . . . . . . . . . 66
Lista de abreviaturas e siglas
ANEEL Agência nacional de energia elétrica
BIG Banco de informações de geração
CA Corrente alternada
CC Corrente contínua
CD Concentrador de dados
CGH Centrais geradoras hidrelétricas
CLP Controlador lógico programável
CNOS Centro nacional de operação do sistema
COD Centro de operação de distribuição
COG Centro de operação de geração
COI Centro de operação da instalação
COL Centro de operação local
COR Centro de operação regional
COS Centro de operação do sistema
COSR Centro de operação regional do sistema
COT Centro de operação de transmissão
DMZ Demilitarized Zone
EOL Central geradora eólica
GD Geração distribuída
GE General Eletric
IED Intelligent electronic device
IHM interface Homem MáquinaMO Mensagens operativas
MTBF Mean time between fail
MTTR Mean time to repair
Oamp;M Operação e manutenção
ONS Operadora nacional do sistema elétrico
PCH Pequena central hidrelétrica
PLC Programabble Logic Controller
PTP Precision time protocol
RBE Report by exception
RT Regulador de tensão
RV Regulador de velocidade
SDSC Sistema de supervisão e controle
SIN Sistema interligado nacional
SNTP Sync network time protocol
SOE Sequence of events
SSC Sistema de supervisão e controle
SSCL Sistema de supervisão e controle local
TI Tecnologia da informação
UAC Unidade de aquisição e controle
UFV Central geradora solar fotovoltaica
UHE Usina hidrelétricas
UTE Usina termelétrica
UTN Usina termonuclear
UTR Unidade terminal remota
Lista de símbolos
GW Giga Watt
h Hora
km² Kilômetro quadrado
KWh kilowatt hora
kW Kilowatt
Mb Megabyte
m Metro
ms Milissegundo
MVar Mega Watt
MWh Mega watt hora
MW Mega Watt
R$ Reais
Sumário
1 INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2 REVISÃO DA LITERATURA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.1 Setor energético no Brasil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.2 Definição PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
2.3 Custos PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
2.4 Modernização PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
2.5 Automação PCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
2.5.1 Serviços Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
2.5.2 Supervisão e Automação de uma PCH . . . . . . . . . . . . . . . . 39
2.6 Centros de operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
2.7 Protocolos elétricos de comunicação . . . . . . . . . . . . . . . . 52
2.7.1 Protocolo DNP 3.0 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
2.7.2 Protocolo IEC 60870-5-104 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
2.8 Cyber security . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
3 MATERIAIS E MÉTODOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
4 RESULTADOS E DISCUSSÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
4.1 Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
4.2 Discussão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
5 CONCLUSÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
5.1 Conclusão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
5.2 Trabalhos futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
ANEXOS 78
15
1 Introdução
O crescimento populacional e o avanço tecnológico, geram um aumento da
demanda de energia cada vez maior. Quando o crescimento da demanda ultrapassa a
capacidade de geração do sistema de energia, torna-se necessário a construção de
novas unidades de geração de grande porte e também de sistemas para a transmissão
e distribuição desta nova parcela de energia. Tal modelo passou a ser questionado
com o surgimento de novas tecnologias que promovem a redução do custo da energia
gerada, e também por grandes obras de geração geram muitos impactos ambientais
associados à sua implantação. Com isso, a geração distribuída passou a ser cada vez
mais valorizada.
O uso do modelo de geração distribuída da energia tem vantagens tanto para o
consumidor final, quanto para as empresas de geração e transmissão de energia, sendo
algumas dessas vantagens consequência da proximidade aos centros consumidores.
Algumas das vantagens da utilização da geração distribuída são: criação de reservas
de geração e menores perdas na rede de transmissão/distribuição, maior estabilidade
ao sistema, redução dos riscos de planejamento, dos investimentos e do tempo para
implantação das centrais, devido ao tamanho reduzido das mesmas, aumento da
confiabilidade do fornecimento de energia aos consumidores próximos à produção local
por criar uma fonte menos suscetível a falhas na transmissão e distribuição, garantindo
a continuidade do fornecimento.
É de interesse mundial a geração de energia através de fontes renováveis e que
resultem em mínimo impacto ao meio ambiente, priorizando a geração sustentável, esta
é uma das principais vantagens no uso das PCHs. Em tempos onde é discutida a
diminuição da emissão de gases do efeito estufa na atmosfera , já existem PCHs
que comercializam créditos de carbono, provando sua sustentabilidade. As PCHs
contribuem ainda, com a diminuição da emissão de gases de efeito estufa ao serem
uma alternativa para diminuir a utilização de fontes térmicas fósseis que ainda são
responsáveis por boa parte da geração no Brasil. Outra importante vantagem seria
que é um tipo de fonte de geração que se enquadra perfeitamente no modelo de
geração distribuída, possibilitando um melhor atendimento às necessidades de carga
de pequenos centros urbanos e regiões rurais, pois complementa o fornecimento
realizado pelo sistema interligado. Podemos citar ainda: custo acessível, menor tempo
de construção já que as obras civis necessárias são pequenas comparadas a grandes
usinas, disponibilidade de tecnologias eficientes, redução nas perdas do sistema elétrico
e desenvolvimento regional.
Fatores como a idade das pequenas centrais hidrelétricas, muitas com mais de
Capítulo 1. Introdução 16
30 anos, e o aumento da consciência ambiental, a modernização e a repotenciação
de pequenas centrais hidrelétricas tornam-se alternativas realmente atraentes para
atender à crescente demanda de energia no Brasil, que segundo dados da (ANEEL,
2008) aumenta em torno de 4 a 5% ano, contribuindo com a eficiência e confiabili-
dade do sistema de energia, com menores investimentos e impactos ambientais em
relação a construção de novas pequenas centrais hidrelétricas.Alguns dos benefícios
conseguidos com a modernização são: a redução de paradas não programadas e de
manutenções corretivas, a possibilidade de operar a usina de forma “desassistida” e
automática, bem como o aumento da vida útil dos equipamentos, possibilitando assim
uma redução dos custos com manutenção e operação que hoje compõem a maior
parte do gasto na operação de uma pequena central hidrelétrica.
Após muitos anos em operação, os sistemas de uma usina podem apresen-
tar problemas que comprometam a geração de energia. Além da queda na geração,
existem novos requisitos e necessidades a serem cumpridas pela geradora de ener-
gia, como por exemplo a lista de pontos que deve ser disponibilizada para controle
remoto da ONS que opera o SIN, tema que será abordado mais detalhado mais para
frente. Uma forma de resolver isso é através das modernizações. Segundo (MENDES,
2011) elas podem recuperar os índices de qualidade dos sistemas e também incluir
novos recursos neles. A falta de peças sobressalentes, a obsolescência dos equipa-
mentos, a baixa disponibilidade e os altos custos são frequentemente as forças que
levam as concessionárias de energia ao processo de modernização das usinas.
Nas pequenas centrais hidrelétricas, os recursos investidos para o processo
de automação ou semi-automação são disponibilizados levando em conta qual será a
redução dos custos operacionais destas instalações (maior parte recursos humanos) e
pelo ganho de receita em virtude do acréscimo de energia comercializada. Pode haver
alguns casos onde a implantação deste sistema não seja economicamente viável. Por
isso as empresas que fazem automação de PCH estão sempre em busca de soluções
técnicas que satisfaçam as necessidades e requisitos do processo de geração, porém
com custos menores quando comparados a grandes usinas.
O objetivo final do trabalho é elaborar uma solução de hardware de automação
que possibilite automatizar uma pequena central hidrelétrica, para trazer todas as
vantagens da automação, tais como operação automática da usina e redução dos
gastos com O&M, que possa cumprir com todas as exigências impostas pela ONSpara
a operação e manutenção de uma PCH, além de melhorar a performance e produção
de energia, porém com um custo reduzido, para ser mais competitivo no mercado e
para poder tornar o processo de modernização economicamente viável e atrativo.
17
2 Revisão da Literatura
2.1 Setor energético no Brasil
O grande parque de geração de energia elétrica no Brasil é formado princi-
palmente pelas seguintes fontes de geração: hidráulica, eólica, térmica e solar. As
características geográficas e físicas do território brasileiro foram determinantes para
que a maior parte da geração de energia elétrica fosse proveniente de um sistema
hidrotérmico com a predominância hidráulica. Em conjunto com a geração hidráulica
temos a parcela restante que corresponde as termoelétricas que tem o objetivo de
complementar o atendimento do Sistema Interligado Nacional nos períodos onde a
uma menor quantidade de chuvas e os reservatórios apresentam um nível mais baixo,
e para suprir necessidades locais quando ocorrem restrições na transmissão. Os pro-
dutores de energia elétrica no Brasil são atualmente classificados em três grupos:
empresas concessionárias de geração, auto produtores e produtores independentes,
sendo que os dois últimos grupos são compostos por pessoa jurídica ou empresas
reunidas em consórcio, que recebam concessão e autorização para produzir energia,
diferenciando-se no fato que os auto produtores geram energia somente para consumo
próprio enquanto os produtores independentes geram toda ou parte da energia para
comercialização.
Segundo dados do Banco de informações de geração (BIG, 2017), a capacidade
de geração elétrica no Brasil foi de 151 GW, sendo que 98 GW se refere a capacidade
de geração hidrelétrica (64,6%). De acordo com (ANEEL, 2008) , no Atlas de Energia
Elétrica do Brasil, 3ª edição, o potencial hidráulico do parque gerador brasileiro é de
cerca de 260 GW, envolvendo 15% das reservas mundiais de água doce disponível. No
entanto apenas um quarto do potencial é utilizado atualmente. Boa parte de todo esse
potencial não utilizado está concentrado na Região Amazônica, que por questões ambi-
entais possui limitações para a exploração do potencial hídrico para empreendimentos
de geração de energia elétrica.
O potencial de geração dos rios nacionais é aproveitado através da construção
de reservatórios e de usinas hidrelétricas de grande (UHE) e pequeno (PCH) porte,
classificação feita por potencial instalado, e podendo ser classificadas como isoladas
ou em cascata. Há ainda as centrais geradoras hidrelétricas (CGH), que são usinas
hidrelétricas com potência de geração instalada igual ou inferior a 3 MW. Este grande
sistema de reservatórios tem importante influência econômica, hidrológica, ecológica e
social. Em muitas regiões do país, esses ecossistemas são utilizados como base para
o desenvolvimento regional. Os empreendimentos hidrelétricos segundo (BIG, 2017) ,
Capítulo 2. Revisão da Literatura 18
tanto as grandes usinas como as pequenas usinas hidrelétricas são responsáveis
por 64,6% da produção nacional de energia elétrica, o que corresponde a 98 GW.
Outra grande fonte de geração de energia elétrica são termoelétricas que, se-
gundo dados do (BIG, 2017), são divididas por tipos de combustíveis: fóssil, biomassa
e outros, e energia nuclear. Dentre os combustíveis fósseis temos os óleos combustível,
diesel e ultra viscoso, os gases natural e de refinaria, e o carvão mineral. A soma
da potência total instalada dessas termoelétricas que consomem estes combustíveis
representam 70,8% da capacidade total das usinas termelétricas em operação no país.
As usinas termelétricas que utilizam biomassa como fonte de energia (consumindo
carvão vegetal, resíduo de madeira, bagaço de cana-de-açúcar, casca de arroz, licor
negro e biogás) correspondem a 27,1% da capacidade total. Os demais combustíveis
classificados como “outros” totalizavam 2,1% da capacidade total das usinas terme-
létricas e são constituídos por: gás de alto forno, gás de processo, enxofre, efluente
gasoso e gás siderúrgico. A capacidade de geração das usinas nucleares Angra I e
II tem uma participação de 1,31%, correspondendo a 2 GW . Apesar do expressivo
potencial eólico, divulgado no Atlas do Potencial Eólico Brasileiro (ANEEL, 2008), o
país ainda explora pouco este potencial, representando hoje 6,96% da capacidade
total instalada, com 10,3 GW, agindo como complemento sazonal entre regimes de
vento e hidrológico, em especial na região Nordeste. A radiação solar pode ser utilizada
diretamente como fonte de energia térmica e, também, pode ser convertida em energia
elétrica. Recentemente têm sido investido no aproveitamento da energia solar no Brasil,
particularmente por meio de sistemas fotovoltaicos de geração de eletricidade, porém
ainda é uma fonte de geração muito pouco aproveitada se levado em conta todo o
potencial de geração que poderia oferecer de forma limpa. Atualmente segundo (BIG,
2017) , há 44 usinas fotovoltaicas em operação no país, contribuindo com 0,02% da
energia elétrica total produzida.
Capítulo 2. Revisão da Literatura 19
Tabela 1 – Empreendimentos em operação
Tipo Quantidade
Potência Outorgada
(kW)
Potência Fiscalizada
(kW)
%
CGH 604 517.024 517.695 0.34
CGH 421 10.316.138 10.564.542 6.96
PCH 435 4.962.787 4.951.503 3.26
UFV 44 27.761 23.761 0.02
UHE 219 101.138.278 92.605.229 61.02
UTE 2950 42.842.137 41.110.638 27.09
UTN 2 1.990.000 1.990.000 1.31
Total 4675 161.794.125 151.763.368 100
BIG - Banco de informações de geração
Geração distribuída
Segundo (VERGILIO, 2012), apesar do termo geração distribuída parecer ser
algo novo para nós, seu uso começou graças a Thomas A. Edison que em 1882,
criou o primeiro sistema de geração de energia em Nova York. A primeira central
de geração de energia elétrica foi construída na Rua Pearl Street, provia energia
para aproximadamente 59 clientes em uma área de 1km². Basicamente, este é o
conceito mais simples de geração distribuída: uma fonte de geração localizada próxima
à carga.Com o desenvolvimento dos transformadores, o uso da corrente alternada
logo conquistou seu espaço possibilitando o atendimento de cargas distantes do local
de geração. Surgiram assim, grandes sistemas de energia que apresentavam maior
confiabilidade, desde usinas geradoras de energia elétrica a sistemas de transmissão
capazes de atender a demandas de proporções continentais, como é o caso do Sistema
Interligado Nacional, apresentado na Figura 1.
Capítulo 2. Revisão da Literatura 20
Figura 1 – Sistema interligado nacional SIN
BIG - Banco de informações de geração
O crescimento populacional e o avanço tecnológico, geram um aumento da
demanda de energia cada vez maior. Quando o crescimento da demanda ultrapassa
a capacidade de geração do sistema de energia, torna-se necessário a construção
de novas unidades de geração de grande porte, e também de sistemas para a trans-
missão e distribuição desta nova parcela de energia. Tal modelo passou a ser ques-
tionado com o surgimento de novas tecnologias que promovem a redução do custo
da energia gerada, além dos inúmeros impactos ambientais associados à sua im-
plantação. Com isso, a geração distribuída passou a ser cada vez mais valorizada.
Segundo (VERGILIO, 2012) há dois conceitos distintos de possibilidade da atuação
da GD: fonte de energia e reserva descentralizada. Atuando como fonte de energia,
o intuito é gerar energia para cargas próximas, seja para autoconsumo (industrial,
Capítulo 2. Revisão da Literatura 21
predial, público – hospitais, aeroportos), com ou sem produção de excedentes ex-
portáveis, seja para suprir necessidades locais de distribuição de energia. Já como
reserva descentralizada a GD tem o intuito de atender várias necessidades do sistema,
tais como: excesso de demanda de ponta, melhoria das condições qualitativas do
fornecimento em regiões com problemas de atendimento e cobertura de apagões.
O uso da geração distribuída apresenta vantagens tanto para o consumidor
final, quanto para a concessionária de energiae o gerador, sendo algumas dessas
vantagens em virtude da proximidade aos locais de consumo. (VERGILIO, 2012) cita
entre as vantagens do uso da geração distribuída as seguintes vantagens: existência
de reservas de geração e diminuição das perdas na rede de transmissão/distribuição,
proporcionando maior estabilidade ao sistema; redução dos riscos de planejamento,
dos investimentos e do tempo para implantação de novas centrais, devido ao tamanho
reduzido das mesmas; podem ser implementados geradores de emergência; aumento
da confiabilidade do suprimento aos consumidores próximos à produção local por adici-
onar fonte não sujeita a falhas na transmissão e distribuição, garantindo a continuidade
do mesmo. Além de suprir a energia localmente, a GD desempenha um papel impor-
tante para o conjunto do Sistema Interligado, até mesmo quando não é despachada,
pois aumenta as reservas de potência junto a essas cargas, reduzindo os riscos de
instabilidade e aumentando a confiabilidade do suprimento. Mas o uso da GD também
tem algumas desvantagens , como maior complexidade da coordenação da proteção
do SIN, maior necessidade de planejamento e operação do sistema elétrico, aumento
da complexidade em administrar o sistema , contratual e comercial; o aumento do custo
de geração de energia e também no custo de manutenção das centrais geradoras de
energia em virtude da quantidade e distância entre as mesmas.
Futuro da geração no Brasil
Segundo (EPE, 2017) até 2050, a demanda por energia elétrica no Brasil
deve triplicar. Para (COSTA, 2015) atendê-la com um sistema confiável, sustentável
e acessível aos consumidores é um desafio. E ao mesmo tempo, apresenta uma
série de boas oportunidades não só de negócio, mas de desenvolvimento da indústria
nacional, de formação de mão de obra qualificada e de inclusão social. Segundo
números de (COSTA, 2015), até 2020, projetos de produção descentralizada de energia
- em unidades menores, mais ágeis e próximas de quem vai usar a força produzida
- receberão investimentos da ordem de US$ 200 bilhões em todo o mundo. Trata-se
de uma boa opção no Brasil para complementar a oferta de energia em horários
de pico em indústrias. Segundo dados da (AMCHAM, 2016) os investimentos do
setor elétrico devem chegar perto de 500 bilhões de reais até 2026, de acordo com
Wilson Ferreira Junior, presidente da Eletrobras. “Estamos falando de 75 mil MW
Capítulo 2. Revisão da Literatura 22
(megawatts) a serem instalados nos próximos dez anos, o que equivale a quase oito
usinas de Itaipu. Para geração dessa energia, os investimentos necessários devem
chegar a 270 bilhões.Segundo (BIG, 2017) está prevista para os próximos anos uma
adição de 24.620.283 kW na capacidade de geração do País, proveniente dos 236
empreendimentos atualmente em construção e mais 584 em empreendimentos com
construção não iniciada.
Tabela 2 – Empreendimentos em construção
Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) %
CGH 2 1.298 0.01
EOL 151 3.549.100 38.81
PCH 28 373.411 4.08
UFV 21 616.000 6.74
UHE 7 1.922.100 21.02
UTE 27 1.332.502 14.57
UTN 1 1.350.000 14.76
Total 236 9.144.411 100
BIG - Banco de informações de geração 2017
Tabela 3 – Empreendimentos com construção não iniciada
Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) %
CGH 43 36.631 0.24
EOL 181 4.155.070 26.85
PCH 123 1.591.030 10.28
UFV 90 2.364.397 15.28
UHE 8 731.540 4.73
UTE 138 6.597.154 42.63
Total 583 15.475.872 100
BIG - Banco de informações de geração 2017
Capítulo 2. Revisão da Literatura 23
2.2 Definição PCH
Inicialmente a Resolução n° 394 de 04/12/1998 da ANEEL caracterizava como
PCH toda a usina hidrelétrica de pequeno porte cuja capacidade instalada fosse supe-
rior a 1 MW e inferior a 30 MW, com área de reservatório inferior a 3 km2. Por meio da
Lei n° 13.097/2015, que, entre outros assuntos, alterou a legislação do setor elétrico,
foram feitas mudanças na regulação das autorizações para as PCHs. A principal alte-
ração foi aumentar a capacidade mínima dos projetos desses empreendimentos de 1
MW para 3 MW. De acordo com a nova legislação, o aproveitamento de potencial hi-
dráulico destinado a produção independente ou autopromoção de energia, mantidas as
características de PCH, passou a ser de potencia superior a 3MW e igual ou inferior a
30 MW.
Segundo (MINASENERGIA, 2015) uma PCH típica normalmente opera a fio
d’água, isto é, o reservatório não permite a regularização do fluxo d’água. Com isso,
em ocasiões de estiagem, a vazão disponível pode ser menor que a capacidade das
turbinas, causando ociosidade. Em outras situações, as vazões do rio são maiores
que a capacidade nominal das maquinas, permitindo que parte da água passe pelo
vertedouro. Apesar de normalmente as PCHs operarem a fio d’água, em alguns casos
pode contar com um reservatório do tipo fio d’água ou de acumulação e ser classificada
pela área do reservatório, segundo o manual de Diretrizes para Estudos e Projetos de
PCHs (ELETROBRAS, 2000).
Figura 2 – PCH de acumulação
MINASENERGIA
As usinas a fio d’água são utilizadas quando as vazões de estiagem do rio são
iguais ou maiores que a vazão necessária para atender ao valor nominal de potência
instalada das turbinas. Nesse caso, despreza-se a área do reservatório criado pela
Capítulo 2. Revisão da Literatura 24
barragem. Esse tipo de PCH apresenta a não necessidade de estudos de regulariza-
ções das vazões e facilidades na elaboração do projeto. As PCHs de acumulação são
utilizadas quando a vazão de estiagem do rio é inferior a necessária para operação
nominal das turbinas ou quando é necessário o controle das vazões de cheia a fim de
se evitar as inundações e para contenção da água.
Figura 3 – PCH fio d‘água
MINASENERGIA
Funcionamento e descrição de uma PCH
As PCHs são construídas geralmente em rios de pequeno e médio porte que
possuam desníveis significativos o suficiente para gerar potência hidráulica para mo-
vimentar as turbinas da usina, a turbina por sua vez acionará o gerador elétrico,
transformando a energia cinética de rotação em energia elétrica. A energia gerada
então é levada, dos terminais do gerador até o transformador elevador, onde sua tensão
será elevada e levada por meio de linhas de transmissão, até os centros de consumo.
A tensão precisa ser elevada para reduzir as perdas através dos fios condutores das
linhas de transmissão. Os principais componentes que compõem a estrutura civil de
uma PCH, e suas respectivas funções, são citados a seguir:
• Reservatório: acumula água para regularizar o rio e garantir a vazão mínima para
funcionamento das turbinas.
• Vertedouro: controla o nível do reservatório impedindo que a água passe por cima
da barragem, danificando sua estrutura e inunde as instalações.
• Barragem: tem a função de reter a água, criando artificialmente um desnível. No
caso das PCHs podem ter a função de acumulação, ou só de desviar parte da
vazão para o canal de adução.
Capítulo 2. Revisão da Literatura 25
• Tomada d’água: estrutura, geralmente construída de concreto, responsável pela
captação de água do reservatório.
• Canal de adução: sua função é levar a água do reservatório da tomada d’água à
câmara de carga.
• Câmara de carga: elemento que liga o canal de adução ao conduto forçado.
• Conduto forçado: conduz a água sob pressão do trecho mais inclinado até a casa
de máquinas, onde irá movimentar as turbinas.
• Casa de máquinas: onde são instalados os grupos geradores (turbina e gerador
elétrico) e os equipamentos de controle; em alguns casos pode abrigar ainda os
equipamentos elétricos de transmissão.
• Canal de fuga: devolve ao leito do rio a vazão de água que passou pela turbina.
Alguns dos principais componentes podem ser observados na figura abaixo,
que representa o esquema de operação de uma PCH.
Figura 4 – Esquema de uma PCH
CERPCH
Vantagens das PCHs e importância no setor brasileiro de energia
É de interesse mundial a utilização de fontes renováveis para a produção de
energia e, de preferência, que resultem em mínimo impacto ao meio ambiente, priori-
zandoa geração sustentável; esta é uma das principais vantagens no uso das PCHs.
Capítulo 2. Revisão da Literatura 26
Em tempos onde é discutida a diminuição da emissão de gases (CO2, CH4, entre
outros) na atmosfera terrestre, já existem PCHs que comercializam créditos de carbono,
provando sua sustentabilidade. Contribuem, ainda, com a diminuição da emissão de
gases de efeito estufa ao substituir fontes térmicas fósseis que ainda são responsá-
veis por boa parte da geração no Brasil. (VERGILIO, 2012) diz que outra importante
vantagem seria a descentralização na geração de energia, possibilitando um melhor
atendimento às necessidades de carga de pequenos centros urbanos e regiões rurais,
pois complementa o fornecimento realizado pelo sistema interligado. Podemos citar
ainda: custo acessível, prazo reduzido de construção devido às obras civis de pequeno
porte, disponibilidade de tecnologias eficientes, redução nas perdas do sistema elétrico
e desenvolvimento regional.
As facilidades oferecidas pela Legislação têm papel significativo; dentre os bene-
fícios, podemos citar: necessidade apenas de autorização da ANEEL para implantação;
redução de 50% para as tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e dis-
tribuição; garantida participação nas vantagens técnicas e econômicas da operação
interligada; isenção do pagamento da compensação financeira pelo uso dos recursos
hídricos.
Comparando com as UHEs, as PCHs tem vantagens e desvantagens. Por serem
menores,são mais baratas de construir e levam menos tempo para serem construídas,
trazem retorno mais rápido do investimento, causam um dano ambiental menor por
serem construções menores e principalmente por não terem reservatório ou quando
tem a área alagada é muito pequena quando comparada ao de uma UHE ,podem ser
construídas em rios com menor vazão e assim possibilitando o aproveitamento para
geração de rios que não comportam uma UHE, tem incentivos fiscais que as UHE não
tem , além de ter menos burocracia para serem liberadas para construção e operação.
2.3 Custos PCH
Quando falamos dos custos envolvidos na construção de pequenas centrais
hidrelétricas podemos de forma simplificada dividir os custos em três principais grupos
que compõem os custos da usina,que são: equipamentos eletro-mecânicos, obras civis
e sócios-ambientais. Esta divisão também se aplica a repotenciacao ou modernização,
obviamente com custos relativamente menores devido ao fato que muitos dos custos
principalmente com obras civis e equipamentos pesados não entram nos custos de
repotenciação ou modernização, ou tem um custo bem menor do que em usinas em
construção.
A Tabela a seguir apresenta a atual composição de custos para a construção
de novas usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH) e, para titulo de comparação, e a
próxima tabela apresenta a composição de custos,especificamente, para uma pequena
Capítulo 2. Revisão da Literatura 27
usina hidrelétrica.
Tabela 4 – Divisão custos de uma usina hidrelétrica
Item de custo % do custo total
Custo direto 85,5
Meio ambiente 13,3
Obras civis 40,6
Equipamentos 31,6
Custo indireto 14,5
Custo total 100
EPE - Empresa de pesquisa
energética
Tabela 5 – Divisão custos de uma PCH
Item de custo
Custos médios
(R$/kW)
% do custo
total
Obras civis e componentes hidromecânicos 2153 42
Componentes eletromecânicos, acessórios e linhas
de transmissão
1600 30
Equipamentos diversos 103 2
Custos indiretos 870 17
Custos financeiros 465 9
Custos totais 5150 100
OLIVEIRA,M
Abaixo segue uma descrição mais detalhada de cada um dos três grupos que
compõem os custos de uma pequena central hidrelétrica:
• Custos com equipamentos eletro-mecânicos: Compreende os custos, principal-
mente, com: turbinas e geradores; ensaios, montagem e comissionamento de
turbinas e geradores; transformadores ; comportas, condutos forçados, grades
Capítulo 2. Revisão da Literatura 28
de proteção, equipamentos elétricos, relés de proteção, automação, equipamen-
tos dos serviços auxiliares,bombas, instalação e montagem dos equipamentos
elétricos e mecânicos e acessórios.
• Custos com obras civis: Engloba os custos, principalmente, com: construção da
barragem, diques, vertedouro, obras para desvio do rio (ensecadeiras, galerias,
tuneis), tomada d’água, casa de força, além da infraestrutura de acesso (estradas
e pontes), subestação, benfeitorias na área da usina, entre outros.
• Custos sócios-ambientais: Inclui custos, principalmente, com: aquisição de terre-
nos e benfeitorias, relocações de infraestrutura e população e programas socio-
ambientais, como limpeza do reservatório, conservação da fauna e flora e apoio
a comunidades indígenas e tradicionais.
Para demonstrar o peso de cada um dos itens relacionados acima, segue abaixo
demonstrativo dos custos de construção da PCH caçador no Rio Grande do sul de
25MW, os dados foram retirados do trabalho de (MORAES, 2010):
Tabela 6 – Despesas pré-operacionais
Consolidação projeto
básico
530.000
Projeto executivo 1.550.000
Administração 1.300.000
Engenharia do
proprietário
1.700.000
Seguros de engenharia 905.000
Seguro garantia 1.368.000
Licenciamentos 90.000
Topografia 80.000
Total em R$ 7.523.000
MORAES,B
Investimentos em ativos fixos:
Capítulo 2. Revisão da Literatura 29
Tabela 7 – Investimento em ativos fixos em reais
Acesso 7.500.000
Meio ambiente 4.950.000
Programas ambientais 1.750.000
Compra de terras 1.800.000
Recuperação das áreas
alagadas
800.000
Desmatamento do lago 600.000
Obras civis 51.864.610
Barragem/Tomada d’água 9.000.000
Casa de força 7.150.000
Subestação 286.680
Desvio do rio 820.000
Outros 4.920.000
Concretagem túnel e muretas 475.000
Cimento, aço, brita e areia 6.855.000
Execução dos túneis 15.700.000
Chaminé de equilíbrio 830.000
Tratamentos (encostas) 5.300.000
Serviços diversos 527.930
Equipamentos
eletromecânicos
28.355.788
Capítulo 2. Revisão da Literatura 30
Acesso 7.500.000
Turbinas e geradores 12.800.000
Equipamentos
hidromecânicos
4.850.000
Auxiliares mecânicos 1.370.000
Elétrica 5.200.000
Instalação e montagem 4.135.788
Linha de transmissão 2.841.000
Contingência 2.865.342
Investimento em ativos
fixos
98.376.740
MORAES, B
Vemos que os custos com obras civis realmente representam em torno de
50% do custo total do empreendimento e os equipamentos eletromecânicos em torno
de 30% sendo que quase metade disso vem dos custos das turbinas e geradores.
Também podemos ver que a PCH caçador segue o padrão de custos para PCH ficando
o investimento a cada MW entre 4 e 6 milhões de reais.
Custos O&M
Os custos operacionais de uma pequena central hidrelétrica é formado por todos
os custos e encargos necessários para a operação e manutenção da usina, (MORAES,
2010) enumera os seguintes custos operacionais:
• “ Manutenção e Operação: despesas referentes a serviços rotineiros de manu-
tenção e operação da usina. São gastos operacionais, como custos e salários
da produção, e também envolvem os desembolsos necessários para a manuten-
ção, como inspeções, gastos com conservação da usina e estradas, óleo diesel,
extintores, entre outros.
• Peças Sobressalentes: como qualquer empresa, algumas máquinas e peças se
desgastam com o tempo, as peças precisarão estar devidamente armazenadas
no almoxarifado, para que a geração não pare por qualquer problema.
• Ferramentas: também devem ser adquiridas no início da operação comercial.
Capítulo 2. Revisão da Literatura 31
• Seguros: anualmente deverá ser contratado o seguro para cobertura de ris-
cos operacionais/lucro cessante que assegurara o empreendedor contra algum
prejuízo ocasionado pela parada da operação da usina.
• Despesas Ambientais: além do primeiro projeto enviado a FEPAM, surgirão outras
necessidades ambientais que serão realizadas durante o período de operação
comercial.
• Despesas Administrativas: servem de apoio a atividade fim do projeto, gastos com
telefonia, informática, centro de controle, manutenção de veículos, combustível,
hotel, correios.
• Tarifas de Uso do Sistemade Distribuição: será paga a Taxa de Uso do Sistema
de Distribuição (TUSD) mensalmente. Esta taxa é cobrada de acordo com o kW
instalado. As PCHs tem uma vantagem nesse quesito, já que como forma de
incentivo o Governo Federal decretou que seja dado 50% de desconto. O valor
pago depende da distribuidora da região. O cálculo e feito dessa forma: TUSD x
Energia Instalada (kW) x 50%;
• Taxa de Fiscalização da ANEEL: é cobrada uma taxa fixa mensal de 0,5% sobre
a receita bruta pela ANEEL.”
De (SILVA, 2009) 1º seminário da ANEEL CEMAT podemos tirar os dados sobre
custo de O&M de algumas PCHs,segue abaixo:
Tabela 8 – Custos O&M PCHs em R$/MWh
PCH Pessoal Material Serv. terceiros Depreciação Outros Total
Juína (4,53 MW) 9,71 1 2,56 12,01 2,18 27,45
Braço
Norte(5,49 MW)
5,06 1,53 2,54 10,69 0,15 19,97
Casca III (12,42
MW)
8,8 0,81 3,74 11,46 2,5 27,31
Primavera (7,81
MW)
4,33 0,82 2,54 8,84 0,11 16,64
Eletrobras
Podemos notar que desconsiderando os custos referentes a depreciação, os
custos com pessoal são mais da metade do custo de O&M, mostrando que o gasto com
pessoal é o mais relevante na operação e manutenção das usinas. Segundo estudo
Capítulo 2. Revisão da Literatura 32
do (MELO; CASTRO, 2006) os custos de O&M variam de acordo com a idade da
Usina,quanto mais velha a usina maiores os custos, são inversamente proporcionais ao
nível de modernidade da usina e também inversamente a potência total, como podemos
verificar no anexo 1.
2.4 Modernização PCH
Fatores como a idade das pequenas centrais hidrelétricas, muitas com mais de
30 anos, e o aumento da consciência ambiental, a modernização e a repotenciação
de pequenas centrais hidrelétricas tornam-se alternativas realmente atraentes para
atender à crescente demanda de energia no Brasil, que segundo dados da (ANEEL,
2008) aumenta em torno de 4 a 5% ano, contribuindo com a eficiência e confiabilidade
do sistema de energia, com menores investimentos e impactos ambientais em relação
a construção de novas pequenas centrais hidrelétricas.
A geração de energia elétrica, através de pequenas centrais hidrelétricas, se-
gundo (RIBEIRO, 2005) tornou-se mais comum no Brasil a partir da década de 30 e
posteriormente década de 80. Se por um lado a instalação de novas pequenas centrais
propiciam o incremento de energia renovável e não poluente ao sistema elétrico brasi-
leiro, por outro, suas construções causam impactos ambientais que devem ser levados
em conta na prospecção de novas usinas.
Segundo (RIBEIRO, 2005) o crescente aumento da consciência ambiental pela
sociedade, de que a preservação da natureza é uma das bases do desenvolvimento
sustentável, acrescentada da necessidade de melhorar o desempenho das centrais
hidrelétricas com baixo impacto ambiental, motiva a consideração das práticas de
modernização e repotenciação.
O conceito de modernização para (RIBEIRO, 2005) pode ser explicado como
sendo a substituição de tecnologia, ou seja, a troca de equipamentos de controle
analógicos por equipamentos de controle digitais, substituição dos componentes eletro-
mecânicos antigos dos geradores e turbinas por novos componentes com tecnologias
mais recentes, substituição de componentes mecânicos por componentes hidráulicos,
os quais irão proporcionar um aumento da confiabilidade do sistema, sem que ocorra
um acréscimo de potência instalada à central. Por outro lado, entende-se a repoten-
ciação como sendo o aumento da potência instalada, acompanhada ou não de uma
modernização.
A busca em aumentar a confiabilidade dos equipamentos e do sistema de
forma geral e o aumento da geração total de energia, tornam a modernização e a
repotenciação, atrativas alternativas de investimentos, com custos menores que os da
construção de novas centrais, devido a diminuição muitas vezes total de custos com
Capítulo 2. Revisão da Literatura 33
obras civis.Alguns dos benefícios conseguidos com a modernização são: a redução
de paradas não programadas e de ações corretivas, a possibilidade de operação
“desassistida”, bem como o aumento da vida útil dos equipamentos, possibilitando
assim uma redução dos custos com manutenção e operação.
A análise econômica é um fator importante na decisão de se modernizar uma
usina , considerando a idade das centrais que necessitam de manutenção mais minuci-
osa e prolongada por fatores de obsolescência e mão de obra qualificada. O aumento
de geração torna-se outro fator importante, na maioria dos casos, não gerando custos
com desapropriação, da construção da barragem e demais estruturas civis. Outro ponto
positivo de um processo de modernização e o fato de que o projeto e a fabricação
dos equipamentos são executados com a central em operação e, por meio de paradas
programadas, permite a execução da modernização ou repotenciação em períodos
onde os custos do processo podem ser menores em virtude da indisponibilidade.
(RIBEIRO, 2005) cita como causa da alta indisponibilidade de algumas unidades
geradoras mais antigas e que usam tecnologias analógicas e mecânicas e possuem boa
parte do processo sem qualquer automação, a constante necessidade de manutenção
e reparos em equipamentos antigos, que cada vez mais são mais difíceis de manter
por falta de peças de reposição e mão de obra qualificada, além das paradas não
programadas por quebras dos equipamentos. (RIBEIRO, 2005) relata em um relatório
que antes dos trabalhos de modernização, o número de paradas não programadas e
programadas resultaram índices de disponibilidade abaixo de 73 %. Após a completa
realização da modernização, tendo em vista dados sobre o comportamento normal
das unidades, os índices de disponibilidade atingirão patamares em torno de 98%,
representando um aumento de 25%.
Após discutir as conceituações e considerações de vários autores sobre a moder-
nização de usinas hidrelétricas, (PINTO, 2009) afirma que o processo de modernização
não possui, de forma sistemática, uma metodologia especifica definida para sua analise
e avaliação, apesar de envolver, frequentemente, despesas anuais, superiores aquelas
gastas no processo rotineiro de manutenção. Contudo reforça que a modernização
permite uma sobrevida de 30 anos de uma central hidrelétrica, a um custo médio de
aproximadamente 14% do custo de uma nova central, com custos de O&M reduzidos.
É possível fazer a modernização sem repotenciação, porém é muito improvável
que se realize uma repotenciação sem um processo de modernização junto, visto que
os ganhos com a repotenciação dependem parcial ou integralmente das condições dos
controles e outros equipamentos da central, já que os processos são interligados e não
dependem de apenas um equipamento, mas sim do conjunto.
Um levantamento elaborado por (AMARAL, 1999), considerou que havia no
Brasil em torno de 1.858 PCH‘s (na época do estudo a legislação caracterizava como
Capítulo 2. Revisão da Literatura 34
PCH as centrais com mais de 1MW instalado,então muitas dessas PCHs citadas hoje
são classificadas com CGH, identificadas e que correspondiam a uma capacidade total
instalada de 1.111,3 MW. Deste total, 1.089 centrais tinham suas condições operacio-
nais desconhecidas, 428 estavam abandonadas, 7 centrais encontravam-se em fase
de reativação, 3 estavam sendo reformadas e apenas 331 centrais, correspondendo a
604,7 MW, encontravam-se em operação.
O custo gerado pela indisponibilidade deve ser considerado na análise de viabili-
dade econômica de um processo de modernização. Como o tempo de indisponibilidade
parcial ou integral da central, durante a implementação das mudanças, gera custos por
a receita estar parcialmente ou totalmente comprometida durante o processo, o custo
de indisponibilidade poderá pesar substancialmente no custo total da modernização,
podendo ate inviabilizá-la. O tempo de indisponibilidade na usina gerado pelo processo
de modernização,é curto se comparado ao tempo necessário para construção de
uma nova PCH podendo variar, teoricamente, de 2 a 12 meses. Uma vantagem na
modernização das PCHs em relação as UHEs, é que para UHEs como o montantede energia que é comercializado é muito maior em relação a uma PCH e o tempo de
parada para se fazer uma modernização também é maior visto pelas proporções da
usina e dos equipamentos, tornando os custos de indisponibilidade um fator muito mais
relevante para as UHE do que para as PCHs.
Motivação
Após muitos anos em operação, os sistemas de uma usina podem apresen-
tar problemas que comprometam a geração de energia. Além da queda na geração,
existem novos requisitos e necessidades a serem cumpridas pela geradora de ener-
gia, como por exemplo a lista de pontos que deve ser disponibilizada para controle
remoto da ONS que opera o SIN, tema que será abordado mais detalhado mais para
frente. Uma forma de resolver isso é através das modernizações, segundo (MENDES,
2011) elas podem recuperar os índices de qualidade dos sistemas e também incluir
novos recursos neles. A falta de peças sobressalentes, a obsolescência dos equipamen-
tos, a baixa disponibilidade e os altos custos são frequentemente as forças que levam
as concessionárias de energia ao processo de modernização das usinas. Existem além
dos motivos já citados anteriormente para modernizar os sistemas das centrais, outros
que (MENDES, 2011) lista como sendo:
• “ acompanhar o estado da arte e usar novas tecnologias disponíveis no mercado;
• melhorar a supervisão, com a aquisição de mais estados binários e variáveis
analógicas e também com IHM mais amigável e flexível;
• aumentar a visibilidade e a comunicação com outros sistemas;
Capítulo 2. Revisão da Literatura 35
• facilitar a operação, até mesmo automatizar algumas atividades que eram manu-
ais;
• possibilitar operação remota plena, concentrando a supervisão e o controle;
• melhorar as respostas estática e dinâmica do processo de geração de energia
elétrica;
• diminuir a indisponibilidade programada, aumentando o período e reduzindo o
tempo de parada para manutenções periódicas (preventivas);
• diminuir a indisponibilidade forçada (devido a falhas);
• reduzir custos de manutenção;
• aperfeiçoar a operação da instalação reduzindo o numero de operadores neces-
sários (e reduzir custos de operação);
• aumentar a segurança operacional, para as pessoas e instalações;
• possibilitar a renovação do quadro de empregados (devido as aposentadorias,
por exemplo);
• estender o tempo de vida útil da instalação com melhor desempenho (em conjunto
com medidas similares nos outros sistemas e equipamentos);
• usar sensores e atuadores mais modernos (melhores que os antigos);
• aumentar a potencia e geração de energia, trabalhando mais próximo dos limites.”
Ao trocar um sistema de automação elétrica convencional ou até mesmo me-
cânico para um sistema numérico digital são obtidas também todas as vantagens
descritas por (LIMA, 2002):
• Exatidão: Os sistemas digitais como um todo, possuem a vantagem de possuir
grande exatidão na realização de medidas de grandezas analógicas. Utilizando
filtros e conversores analógicos com grande resolução (de 10 a 16 bits), consegue-
se a aquisição de sinais sem nenhum ruído ou interferência.
• Confiabilidade: Como se tratam de equipamentos que não possuem partes
mecânicas móveis ou excessivos contatos elétricos, não há desgastes no equipa-
mento digital, os custos e necessidades de manutenção ficam reduzidos quando
comparados aos convencionais analógicos e mecânicos. O próprio equipamento
emite alertas em caso de falhas de funcionamento ou problemas de operação,
facilitando a manutenção e prevenção.
Capítulo 2. Revisão da Literatura 36
• Manutenção: Graças a rotinas internas de autodiagnóstico e checagem, os
equipamentos podem emitir alarmes ou sinalização em caso de falhas, indicando
os possíveis pontos de defeito, e os meios para reparo.
• Versatilidade: Os sistemas analógicos tradicionais possuem determinada função e
modo de operação.Um exemplo é o intertravamento de processos, ao invés de se
utilizar dispositivos como contatores e relés eletromagnéticos para realizar uma
lógica, pode-se utilizar um simples PLC com programação adequada. Em caso
de mudança no processo, não é necessário reconstituir toda a lógica de relés,
basta reprogramarmos o PLC. Diferentemente dos equipamentos analógicos,
os sistemas digitais são versáteis pois podem ser facilmente reconfigurados
para novas situações e mudanças na operação. Outro quesito a ser levado
em contra é o fato de um sistema digital poder exercer diversas funções. Por
exemplo, um mesmo equipamento de proteção diferencial de transformadores
pode fazer ainda a proteção de sobrecorrente, monitoração de temperaturas do
transformador,detecção de condições de “inrush” para evitar atuação indevida,
etc.
• Interoperabilidade: Um dos recursos mais notáveis dos equipamentos digitais são
suas capacidades de comunicação com os outros equipamentos e subsistemas.
Este é um fator importante para permitir a fácil automação do processo. As
informações digitais podem ser ainda facilmente armazenadas e eventualmente
transmitidas a outros sistemas de operação.
Apenas isso muitas vezes já justifica as modernizações de sistemas conven-
cionais. Segundo (MENDES, 2011) considerando o custo global de longo prazo, a
modernização de usinas hidrelétricas é um investimento lucrativo. Os custos do investi-
mento são rapidamente absorvidos pela redução do tempo de indisponibilidade das
unidades geradoras. O aumento da eficiência e diminuição dos custos de operação e
de manutenção, também contribuem para o retorno do investimento. De modo geral, o
investimento é recuperado dentro de 3 a 5 anos ou até mais cedo.
Motivos que levam a modernização
No trabalho de (MENDES, 2011), ele fez uma pesquisa com as principais
empresas do setor de geração de energia elétrica e fez um levantamento de quais eram
os principais motivos que levavam a empresa a querer realizar uma modernização em
suas centrais hidrelétricas, segue abaixo gráfico:
Capítulo 2. Revisão da Literatura 37
Figura 5 – Principais motivos para modernização de usinas
M MENDES 2011
Os 2 motivos que ficaram no topo foram obsolescência (não atende novas
funções /necessidades) e falta de peças sobressalentes com 97% de peso. Note que,
esses dois motivos estão atrelados: a falta de peças sobressalentes e um indicativo
que o sistema esta obsoleto. Em seguida, os motivos mais relevantes foram: falta de
assistência técnica no mercado, muitos anos em operação e alto custo de manutenção,
com em torno de 70% de peso cada. Os dois primeiros também estão associados a
obsolescência. O último, em parte, esta associado a falta de peças sobressalentes.
Verifica-se que pouco antes do desaparecimento completo das pecas sobressalentes
do mercado, o custo delas é bem elevado. Na sequência foi apontado como motivo
para a modernização, com 59%, a manutenção demorada - alto MTTR.
2.5 Automação PCH
2.5.1 Serviços Auxiliares
A segurança, o bom funcionamento e geração de uma central dependem em
grande parte da confiabilidade do fornecimento de energia aos serviços auxiliares.
Estes, por sua vez, necessitam de um sistema de alimentação eficiente e continuado,
tanto em corrente contínua como em corrente alternada, mesmo em condições de
Capítulo 2. Revisão da Literatura 38
parada total ou interrupção de fornecimento externo. As condições para partida, ope-
ração e parada de uma central passam necessariamente, pelo bom funcionamento
destes serviços. (LIMA, 2002) menciona que os sistemas auxiliares são responsáveis
pela alimentação de circuitos fundamentais para o bom funcionamento dos principais
componentes da central, dentre os quais pode-se citar: refrigeração de geradores e
transformadores, sistema de ar comprimido, unidades de óleo hidráulico, refrigeração
de óleo de mancais, circuitos de comando e controle de sistemas térmicos e elétricos,
sistema de excitação, etc.Tais sistemas são alimentados em corrente alternada e em
corrente contínua.
Corrente Alternada
O fornecimento de tensão em corrente alternada necessária aos sistemas
auxiliares normalmente é proveniente de uma ou duas fontes dealta tensão, para prover
uma maior confiabilidade a operação dos sistemas que dependem desse fornecimento.
Segundo (LIMA, 2002) os transformadores para serviços auxiliares devem
ser dimensionados para atender ao ciclo de carga mais desfavorável, nas diversas
condições de operação, não ultrapassar os valores de queda de tensão admissível para
continuidade de operação dos motores durante uma transferência automática e atender
às condições de ponta de carga sem redução da vida útil. Sendo assim, a seguir são
apresentadas algumas configurações adotadas para atender este objetivo:
• Conexão aos terminais do gerador à tensão de geração: Faz uso de um transfor-
mador abaixador ligado diretamente aos terminais do gerador elétrico e garante
elevado grau de segurança, contudo não pode ser usado para a partida, sendo
necessária a alimentação de um sistema externo
• Conexão dos terminais do gerador através de disjuntor: Neste caso, a partida é
viabilizada pelo sistema externo, já que o paralelismo do gerador será efetuado
pelo seu disjuntor.
• Conexão a partir do sistema principal de alta tensão: Esse esquema toma a
tensão do próprio barramento principal, implicando em maiores gastos com a
introdução de uma vão adicional à subestação, incluindo o transformador e o
disjuntor.
• Fontes de geração auxiliares: Esses tipos de arranjos, embora apresentem custos
adicionais em obras civis, elétricas e mecânicas, tornam-se alternativas bastante
confiáveis por utilizar um grupo diesel-elétrico acionado em casos de emergência
Capítulo 2. Revisão da Literatura 39
para partida ou parada de central. (LIMA, 2002) diz que geralmente o emprego
de grupos geradores atende a duas situações básicas. A primeira refere-se às
emergências: quando há uma interrupção da energia fornecida pela rede externa,
fazendo com que o equipamento entre em funcionamento automaticamente,
permitindo que a central continue a funcionar. Nesse caso, é comum o abaste-
cimento somente de pontos vitais, como as áreas coletivas e de segurança. No
segundo caso, é utilizado nos horários de ponta, das 17 às 20 horas, quando
o consumo é maior e o custo da energia é alto. Nesse período, o equipamento
entra em funcionamento, geralmente, para suprir parte da carga necessária para
o abastecimento.
Corrente Contínua
A necessidade de um sistema simples e de menor custo para o controle das
pequenas centrais, nos leva a escolha de um sistema constituído por uma única
bateria trabalhando em paralelo com uma unidade retificadora segundo (LIMA, 2002).
Quando for necessário uma maior confiabilidade deve-se adotar um sistema com
dois carregadores de baterias para dois conjuntos de baterias e barramentos e dois
retificadores.
2.5.2 Supervisão e Automação de uma PCH
Um dos principais quesitos a ser considerado para se escolher um sistema de
supervisão e controle para uma PCH é o custo da solução, e o retorno econômico que
ela pode trazer. Basicamente é escolhido entre duas possibilidades: a operação con-
vencional, feita de forma manual por operadores ou a automação ou semi-automação
da PCH.
Com o foco na eficiência e redução de custos da operação e manutenção, a
semi-automação ou automação das PCH apresentam algumas vantagens:
• Menores custos operacionais comparado a operação convencional.
• Mais qualidade no processo.
• Melhor utilização dos recursos humanos.
• Maior agilidade na operação da usina.
• Melhor aproveitamento dos recursos disponíveis.
• Maior produtividade.
Capítulo 2. Revisão da Literatura 40
Nas pequenas centrais hidrelétricas, os recursos investidos para o processo
de automação ou semi-automação são disponibilizados levando em conta qual será a
redução dos custos operacionais destas instalações (maior parte recursos humanos)
e pelo ganho de receita em virtude do acréscimo de energia comercializada. Pode
haver alguns casos onde a implantação deste sistema não seja economicamente
viável. Por isso as empresas que fazem automação de PCH estão sempre em busca de
soluções técnicas que satisfaçam as necessidades e requisitos do processo de geração,
porém com custos menores quando comparados a grandes usinas. A automação ou
semi-automação de uma PCH normalmente pode ser dividida em duas partes:
• Controle da barragem ou reservatório.
• Controle da casa de força e subestação.
Semi-Automação da PCH
(LIMA, 2002) descreve a operação com semi-automação da central como: “geral-
mente as transições de estado até a sincronização da máquina na rede são realizadas
pelo operador da usina. Após a sincronização, a tomada de carga prefixada pode ser
realizada automaticamente pelo sistema de controle. O sistema propõe, ainda, a moni-
toração de algumas grandezas críticas, tais como, vibração, temperatura, velocidade,
etc, através de sensores adequados, equipamentos de aquisição de dados e indica-
dores de painel. Apesar de algumas limitações, essa opção também traz vantagens.
De posse de um sistema indicador do funcionamento do sistema, mais moderno, o
trabalho do operador se torna mais confiável e eficiente, promovendo a diminuição do
número de operações manuais na central.” Apenas algumas variáveis principais do
processo são monitoradas através de sensores e indicadores . Esses equipamentos
tem a capacidade de armazenar e mostrar o valor desejado da variável de controle,
o valor atual e um limite aceitável, tanto mínimo como máximo, que quando atingido
aciona um alarme para o operador poder ser avisado. Algumas variáveis normalmente
monitoradas são:
• Temperatura do enrolamento do estator.
• Temperatura dos mancais das máquinas.
• Velocidade do gerador.
• Temperatura do óleo.
• Pressão do óleo.
Capítulo 2. Revisão da Literatura 41
• Falta no circuito dos relés.
• Nível de carga das baterias.
Segundo (LIMA, 2002) nessa semi-automação geralmente são considerados
dois procedimentos para a parada das unidades geradoras: parada de emergência,
quando existem condições que coloquem em risco a integridade da unidade geradora e
a parada automática que acontece com condições operacionais que permitam a parada
sem rejeição de carga. Esse procedimento de parada automática permite a parada da
unidade geradora de forma suave, evitando golpes de aríete causados pelo fechamento
repentino dos circuitos hidráulicos.
Automação da PCH
(LIMA, 2002) descreve a operação automatizada da central como: “tanto a
parada quanto a partida para a sincronização das máquinas são realizadas automatica-
mente pelo sistema de controle, independente da presença de operadores. Além disto,
em sistemas totalmente automáticos, é possível a realização da otimização da geração
considerando as vazões afluentes. Esta otimização pode ser feita pelo sistema de
controle do reservatório, cujo objetivo é manter o nível do reservatório na faixa normal
ou de equilíbrio, controlando o mesmo através do aumento ou diminuição da geração
das máquinas. Geralmente o sistema de controle do reservatório realiza a supervisão
do nível do reservatório, as vazões vertida, afluente e turbinada, além de programar
a geração das máquinas e o vertimento pelas comportas da barragem, de forma a
atender às restrições impostas pelos equipamentos (geração mínima por máquina) ou
pela legislação (vazão sanitária). Em situações em que o nível do reservatório atinja
limites de atenção, alerta ou emergência, o sistema de controle do reservatório pode
acionar as comportas no sentido de reverter a cota para a faixa de operação normal.
Essas variáveis podem ser informadas a um CLP localizado na casa de comando
próxima à barragem, que será responsável pelo controle e acionamento ON/OFF da
comporta. Utilizando-se um CLP, além das funções acima, ele estaria disponível para a
realização de futuras aplicações nas imediações do reservatório, tais como o controle
da limpeza da grade de proteção da comporta de superfície e o controle ininterrupto de
energia, e o controle das comportas de superfície e de entrada de água dos condutos.
Em situações de emergência, o sistema de automação deve prover o fornecimento
ininterruptode energia, para o controle automático do nível do reservatório, garantindo
a disponibilidade do sistema de controle, que deve estar operante sob quaisquer condi-
ções, uma vez que as consequências de um mau funcionamento podem causar sérios
danos.”
Capítulo 2. Revisão da Literatura 42
Regulador de Velocidade
Segundo (LIMA, 2002) a função original do regulador de velocidade é manter
o grupo gerador em rotação constante a fim de que a frequência da tensão gerada
seja mantida em seu valor nominal, atuando sobre a vazão da turbina hidráulica.
Sendo a potência gerada função direta da vazão da turbina, o regulador de velocidade
desempenha também papel fundamental de controle da potência ativa. Os RV podem
ser encontrados com concepção hidromecânica, eletrônica analógica ou digital, sempre
utilizando um servo-motor para atuação no distribuidor ou injetor, dependendo do tipo
da turbina hidráulica. Os reguladores eletrônicos possuem a vantagem de oferecer
a possibilidade de alteração e ajuste de seus parâmetros de maneira fácil, podendo
incorporar diferentes funções e limites, principalmente microprocessados.
Funções Básicas
• Regulação automática de frequência/potência.
• Regulação manual para testes e manutenção.
• Limitador de abertura da turbina.
• Parada parcial sem rejeição de carga.
• Sequência automática da partida e parada.
• Supervisão de velocidade com relés de saída ajustáveis de 0 a 200% da veloci-
dade nominal.
• Indicadores de posição do servomotor e de rotação.
• Aceleração ajustável na partida da turbina.
• Comandos remotos através contatos externos.
• Saídas por contatos para interface com circuitos de comando, alarme e proteção.
Regulador de Tensão
Segundo (LIMA, 2002) o comando para excitatriz, que faz variar a corrente de
excitação fornecida ao rotor do alternador, é feito automaticamente pelo regulador
automático de tensão, que fica localizado no quadro de comando do sistema. Os
reguladores de tensão têm como função principal manter a tensão da armadura em
seu valor ajustado, atuando sobre a corrente de excitação do grupo gerador síncrono.
Capítulo 2. Revisão da Literatura 43
São elementos fundamentais no controle da potência reativa gerada, principalmente
quando se deseja obter uma repartição apropriada da potência entre grupos geradores
conectadas a um mesmo barramento.
Funções Básicas
• Regulação automática de tensão/potência reativa.
• Regulação manual de tensão ou corrente de campo.
• Compensação de Corrente Reativa.
• Limitador de sobre-excitação.
• Limitador de sub-excitação.
2.6 Centros de operação
Segundo (QUEIROZ, 2010) entende-se por centro de operação um lugar onde
se tenha ferramentas e infraestrutura que possibilitem aos operadores supervisionar,
controlar e interagir com os sistemas e subsistemas que estejam sob sua hierarquia de
comando. O centro de operação de um sistema de geração de energia deve ser provido
de recursos para que o operador tenha a capacidade de controlar todos os sistemas e
equipamentos que envolvem o processo de geração na usina, desde as geradoras, ser-
viços auxiliares até a subestação, sempre tendo em vista a economicidade e segurança
da operação, para garantir a continuidade no fornecimento de energia. Os centros
de operação são organizados dentro de uma hierarquia de controle e classificados
de acordo com sua abrangência de operação. Os centros de menor abrangência são
chamados de centro de operação da instalação ou local (COI ou COL) e respondem aos
centros hierarquicamente acima , tais como os centros da transmissão, geração ou
distribuição (COT, COG e COD), que por sua vez respondem aos centros regionais e
de sistema (COR e COS).
A evolução dos sistemas computacionais e a necessidade de obter dados e
informações de processos produtivos foi responsável pelo aumento da adoção de ferra-
mentas de automação. Segundo (QUEIROZ, 2010) a evolução tecnológica associada
às facilidades de telecomunicações, tornou possível a comunicação e troca de dados
e informações com sistemas remotos, a partir dos sistemas locais de automação que
dependendo da sua aplicação podem ou necessitam ser controlado por sistemas remo-
tos. Esse controle remoto pode ser o comando de ligar ou desligar um equipamento,
o envio de um valor de referência (set-point) de uma variável de controle para que o
sistema local opere de forma adequada, segura e de forma mais eficiente se for o caso.
Esse procedimento de operação, em que um centro de operação centralizado recebe
Capítulo 2. Revisão da Literatura 44
informações e dados de vários COIs ou COLs e pode exercer sobre eles requisições
pré-estabelecidas, gera muitos benefícios para o processo de geração, tornando possí-
vel a gestão centralizada de recursos, melhorando desta forma a gestão dos recursos
envolvidos na operação, sendo recursos diretos e indiretos.
O processo de gestão, conforme descrito por (MORAES; TERENCE, 2004),
envolve atividades de planejamento, organização, direção, distribuição e controle de
recursos de qualquer natureza, com o objetivo de racionalizar e melhorar a eficiência de
um sistema, produto ou serviço. A aplicação desse conceito aos centros de operação do
setor de geração e transmissão de energia justifica os investimentos em TI e em
softwares de gerenciamento de energia. Investir em estrutura para viabilizar os centros
de operação remotos é uma decisão estratégica, conforme abordado por (MORAES;
TERENCE, 2004) e influencia diretamente no processo de tomada de decisão dos
operadores em tempo real.
Conforme descrito por (QUEIROZ, 2010) a dinâmica do SIN e o modelo seguido
pela ANEEL para remunerar e penalizar as empresas de geração e transmissão de
energia levam em conta a disponibilidade e continuidade na geração e transmissão
de energia. Portanto a demora para recompor a devida operação dos equipamentos
elétricos (linha de transmissão, transformadores, geradores, reatores, bancos de capa-
citores, etc.) se torna um dos pontos críticos para a saúde financeira dessas empresas.
Com o intuito de maximizar a disponibilidade das usinas e linhas de transmissão as
empresas do setor elétrico têm investido em TI e infra-estrutura para facilitar e agilizar
o processo de recomposição do sistema. Esse processo tem principalmente o intuito
de prover ferramentas que auxiliem o operador a tomar decisões a fim de tornar mais
fácil e ágil a disponibilização dos equipamentos para o SIN.
(QUEIROZ, 2010) propõe a divisão organizacional dos centros de operação
em três áreas básicas: Pré-operação, Operação em Tempo Real e Pós-Operação.A
área de pré-operação segundo (QUEIROZ, 2010) é responsável analisar e liberar inter-
venções para manutenção ou de intervenções para atender demandas de empresas
externas (outros agentes do SIN e prestadoras de serviço). Além do planejamento de
intervenções, a pré-operação fica responsável pela padronização dos procedimentos
operacionais de modo a garantir a precisão das manobras, aumentando a confiabili-
dade da operação, diminuir riscos ao fornecimento do serviço e erros operativos. Outra
função da pré-operação é de elaborar manuais internos para auxiliar na correta opera-
ção do sistema, documentos externos encaminhados para os outros agentes do SIN
(Mensagens Operativas - MO) e pelo processamento e cumprimento das instruções de
operação (IO) emitidas pelo ONS. A operação em tempo real por sua vez, é definida
por (QUEIROZ, 2010) como sendo a área responsável pelas atividades diretas da ope-
Capítulo 2. Revisão da Literatura 45
ração da usina, que compreende o controle dos limites operativos dos equipamentos,
controle de tensão, monitoramento do intercâmbio entre áreas, monitoramento de carga
e frequência, dentre outras. É responsável também pelo controle das intervenções
e programação das atividades durante sua execução. A pós-operação é definida por
(QUEIROZ, 2010) como sendo a área responsável pela análise das ocorrências e
perturbações do sistema elétrico, elabora relatórios e estudos com base nos resultados
da operação de tempo real. Faz agestão dos bancos de dados, históricos e estatísti-
cos, bem como a apuração dos indicadores de qualidade da operação. É função da
pós-operação acompanhar, fiscalizar e auditar o trabalho da operação de tempo real.
SCADA
O Sistema de Supervisão, Controle e Aquisição de Dados, também conhecido
como sistema SCADA são sistemas que utilizam softwares para monitorar e supervi-
sionar variáveis, dispositivos, e equipamentos de controle conectados a ele através
de protocolos de comunicação específicos. De forma genérica o sistema SCADA ou
simplesmente SSC permite ao seu operador controlar partes ou o todo de um processo
qualquer. Esses sistemas são amplamente difundidos em ambiente industrial em fun-
ção das vantagens que ele oferece, como:aumento na qualidade, redução significativa
dos custos operacionais e maior desempenho na produção.
A qualidade é alcançada à medida que se pode monitorar variáveis do processo
produtivo (pressão, temperatura, vazão, etc.). É possível determinar níveis ótimos de
operação da planta e, caso esses níveis saiam da faixa aceitável, o SSC poderá gerar
alarmes em tela de forma que o operador intervenha no processo produtivo a fim
de restaurar o ponto de operação desejado para aquele processo. Uma das maiores
vantagens da automação na indústria é a redução nos custos de operação da planta.
SOE
As listas de alarme e eventos apresentam as ocorrências do sistema de forma
cronológica. Defini-se como evento qualquer ocorrência, variação de estado de uma
variável ou informação que seja gerada no sistema de automação da planta. Quando é
gerado um evento, além da informação sobre a mudança no estado da variável, ele
recebe um uma estampa de tempo que traz a informação do instante em que a variação
na variável ocorreu (dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo). A estampa
de tempo de um evento é gerada pelo equipamento que fez a aquisição da variá-
vel no campo (Relé de Proteção, Unidade de Controle, CLP, UTR, etc.), geralmente este
equipamento é sincronizado por um GPS, utilizando pulsos para manter sincronizado o
relógio do controlador, normalmente usando protocolos de tempo comuns no mercado,
Capítulo 2. Revisão da Literatura 46
tais como o SNTP , IRIG-B e PTP. A precisão para eventos digitais necessária é de
1 ms ou menos de precisão, para atender a requisitos da ONS e para ter uma boa
exatidão no sequenciamento dos eventos, e para eventos analógicos temos 5 ms de
precisão. Os eventos digitais recebem uma estampa de tempo tanto na subida (1)
quanto na descida (0). Já os analógicos são recebem estampa de tempo no caso
de falha ou na variação do valor. Segundo (QUEIROZ, 2010) essa estampa permite a
organização dos eventos do sistema proporcionando a análise temporal da sequência
dos acontecimentos. Alguns processos necessitam desse tipo de tratamento, como por
exemplo, aplicações de energia, em que a ordem dos eventos (atuação de proteção
de um equipamento, abertura de disjuntor, etc.) é fundamental para a análise de uma
perturbação. Essa funcionalidade recebe o nome de SOE (Sequence Of Events) e é
possível apenas através de protocolos de comunicação que sejam capazes de trabalhar
com estampa de tempo.
Os Recursos e Requisitos de Supervisão
Os recursos e requisitos de supervisão, bem como os requisitos para quaisquer
atividades/áreas do setor elétrico são definidos pelo conjunto de documentos deno-
minados procedimentos de Rede. São documentos de caráter normativo elaborados
pelo ONS, com participação dos agentes, e aprovados pela ANEEL, que definem os
procedimentos e os requisitos necessários à realização das atividades de planejamento
da operação eletro energética, administração da transmissão, programação e operação
em tempo real no âmbito do SIN.De acordo com (ONS, 2009), “a tele-supervisão é um
dos alicerces dos centros de operação do Operador Nacional do Sistema Elétrico e é
fundamental para as equipes do NOS executarem suas atribuições” .Nesse documento
são estabelecidas as responsabilidades dos agentes e do ONS para a supervisão do
sistema elétrico.
A Figura abaixo ilustra a organização da infra-estrutura de supervisão e controle
do ONS. Nessa figura estão representados alguns níveis hierárquicos de operação.
Os concentradores de dados se relacionam com os COSRs do ONS, que por sua
vez se relacionam com o CNOS. Em alguns casos é possível o relacionamento direto
entre UTR/SSCL com o um COSR do ONS. Para as ligações de CAG, através das
quais trafegam informações específicas para o controle automático de geração, é
desejável que a comunicação seja diretamente com o COSR do ONS, através de canal
de telecomunicação independente daquele utilizado para os dados de supervisão.
Capítulo 2. Revisão da Literatura 47
Figura 6 – Organização dos centros de controle e supervisão ONS
R Queiroz 2010
A seguir alguns dos recursos exigidos pelo ONS para a interligação de dados
de supervisão, retirados de (ONS, 2009):
• “Ter seus relógios internos ajustados com exatidão melhor ou igual a 1 milisse-
gundo, com sincronismo por GPS;
• Ter tempo máximo de reinicialização de 5 (cinco) minutos;
• Ser dimensionado para não perder sequência de eventos. Em caso de avalanche
de informação, todos os eventos devem ser transferidos para o ONS em até
5 minutos;
• Todas as medições devem ser feitas de forma individualizada e transferidas peri-
odicamente aos centros de operação;
• Os sistemas devem ser projetados para suportar períodos de aquisição de
4 segundos;
• O tempo para a transmissão dos dados para o ONS, durante a operação normal
do sistema, deve ser de 4 segundos em média.
• 98,5% de disponibilidade para UTR ou SSCL de instalações críticas;
• 97,5% de disponibilidade para UTR ou SSCL das demais instalações;
• 99% de disponibilidade para CD.”
Complexidade da Operação
Capítulo 2. Revisão da Literatura 48
A operação é realizada em níveis distintos de responsabilidade. (QUEIROZ,
2010) descreve essa operação entre os níveis hierárquicos como: os operadores de
uma instalação local são a primeira instância de operação. Normalmente eles recebem
o nome de operadores mantenedores. Realizam a manutenção dos equipamentos e,
em caso de necessidade podem efetuar comandos localmente sobre os equipamentos.
No nível de operação imediatamente superior, seguindo a hierarquia dos agentes,
estão os operadores dos centros locais ou centros regionais/sistema (COL, COT, COG,
COR/COS). Esse operador tem visibilidade maior que o operador da instalação e é
capaz de avaliar a disponibilidade de equipamentos para a recomposição do sistema. O
operador do próximo nível está nos COSRs do ONS e a sua função é muito diferente
dos operadores de agentes. O operador do ONS se preocupa com questões sistêmicas.
É ele quem controla o despacho de geração e as recomposições dos equipamentos.
O operador do CNOS define as diretrizes para a operação do sistema e coor-
dena os operadores dos COSRs do ONS, que por sua vez, coordenam em tempo real
os centros de operação dos agentes. Segundo a (ONS, 2009) os agentes tem a res-
ponsabilidade de assegurar a integridade física e bom funcionamento do equipamento.
Eles devem seguir os procedimentos e as instruções de operação que são disponibili-
zadas pelas ONS, porém não é da responsabilidade do agente a operação sistêmica
dos equipamentos. O operador dos centros de controle dos agentes pode monitorar
todas as informações disponíveis nos SSCs locais das usinas . Os pontos disponíveis
variam desde pequenas atuações de abertura de mini-disjuntores para aquecimento de
painéis, passando por alarmes de falta de tensão em motores, problemas no serviço
auxiliar, falhas de comunicação com equipamentos de campo, até mesmo a atuação
de proteções e bloqueios que podem indisponibilizar equipamentos da rede básica,
como as partidas e disparos de proteções, alarmes de atuação de relés de gás em
transformadores e desligamentos de disjuntores. Segundo (QUEIROZ, 2010) o ope-
rador do ONS recebe um pequeno subconjunto dos pontos citados anteriormente.
Como a operação do ONS