TCC_Amauri_20170419

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INSTITUTO FEDERAL DE EDUCAÇÃO, CIÊNCIA E TECNOLOGIA DO CEARÁ
CURSO DE ENGENHARIA MECATRÔNICA
PROJETO de atualização de sistema de automação de subestações de energia elétrica
amauri ribeiro vasconcelos
fortaleza, ceará
2017
amauri ribeiro vasconcelos
PROJETOde atualização de sistema de automação de subestações de energia elétrica
Trabalho de final de curso apresentado e julgado adequado para aprovação na sua forma pelos professores do Curso de Engenharia de Mecatrônica do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Ceará – Campus Fortaleza.
OrIENTADOR: Prof. José Renato de Brito Sousa, Dr.
FORTALEZA
2017
Folha em branco para termo de aprovação 
DEDICATÓRIA
A Deus.
Aos meus Pais, Mauro e Auricélia.
A minha amada Daniela, e todos os
Familiares e amigos que me apoiaram
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus, pelo dom da vida e pelo presente que é minha família, Mauro, Auricélia e minha irmã Sâmia, que sempre me apoiaram incondicionalmente quando precisei, e graças a eles cheguei até aqui.
Agradeço minha Mãe, Auricélia, que sempre me foi exemplo de força e perseverança, me ensinou até onde pôde e nunca permitiu que eu seguisse por caminhos tortuosos.
Agradeço meu Pai, Mauro, que até hoje me ensina a ter a calma necessária para ver as coisas boas da vida e nunca deixou que faltasse nada a nossa família mesmo passando por dificuldades nunca se mostrou abalado por nada e sempre manteve a fé em nosso Deus.
Agradeço a minha namorada Daniela por me apoiar e entender os momentos em que não pude lhe dar atenção por motivos acadêmicos ou profissionais.
Agradeço a todos os professores do Curso de Engenharia de Mecatrônica do IFCE, especialmente meu professor orientador José Renato de Brito Sousa pelo apoio e orientação deste trabalho.
Agradeço a todos os amigos do curso pela ajuda nas disciplinas, especialmente para: Thiago Angelino, Milton, Joab, Alan, Daniel, Lucas e Talyson que me ajudaram de alguma forma em algum momento do curso.
Meus agradecimentos ao Engenheiro Emerson Foschiani, ao Thiago Lima Costa, especialista em automação, pela oportunidade que me deram de trabalhar nessa área que admiro tanto. 
Agradeço a ENEL Distribuição Ceará, antiga COELCE, pela disposição das ferramentas e os dados que tornaram esse trabalho possível especialmente aos Engenheiros: Giordane Silveira, Luiz Eduardo Formiga, Everardo Gentil, Lucas Rabelo, Victor Jucá e Everton Klinger.
“Q
ue os vossos esforços desafiem as impossibilidades, lembrai-vos de que as grandes coisas do homem foram conquistadas do que parecia impossível
.”
Charles Chaplin
RESUMO
	
O sistema elétrico de potência é definido como o conjunto de instalações e equipamentos destinados à geração de energia elétrica, transmissão e distribuição até os consumidores. A distribuição dessa energia nas cidades é feita geralmente por subestações, que são responsáveis por transformar os níveis de tensão dos sistemas de transmissão e distribuição. As subestações têm um papel importante na segurança e na qualidade da energia fornecida ao consumidor final, devido a isso, muitos investimentos têm sido realizados nesse setor a fim de melhorar a segurança nas operações e na detecção de faltas de forma cada vez mais rápida, eficiente e autônoma. Nesse contexto, o presente trabalho descreve o projeto de atualização do sistema de automação da subestação de distribuição de energia elétrica de Crateús de propriedade da Enel distribuição Ceará (Antiga COELCE). Essa atualização tem por finalidade evitar o problema de descontinuidade do hardware do sistema anterior, o que inviabiliza a manutenção e compromete a supervisão da SE. A nova automação da SE é baseada em um sistema desenvolvido na plataforma Elipse Power, integrado a um módulo de entradas e saídas digitais fabricado pela Schweitzer Engineering Laboratories. Esse novo sistema de automação traz como vantagens possuir suporte nacional e total compatibilidade com os equipamentos já instalados na SE.
Palavras-chave: Automação, Distribuição, Energia Elétrica, Sistemas supervisórios, Subestação.
ABSTRACT
The electric power system is defined as the set of installations and equipment destined to the generation of electric power, transmission and distribution to the consumers. The distribution of this energy in the cities is generally done by substations, which are responsible for transforming the voltage levels of the transmission and distribution systems. Substations play an important role in the safety and quality of energy supplied to the final consumer, as a result, many investments have been made in this sector to improve safety in operations and fault detection in an increasingly fast, efficient way And autonomous. In this context, the present work describes the project to update the automation system of the Crateús electric power distribution substation owned by Enel Ceará (COELCE). This update aims to avoid the problem of discontinuity of the hardware of the previous system, which makes maintenance unfeasible and jeopardizes the supervision of the SE. The new SE automation is based on a system developed on the Elipse Power platform, integrated into a digital inputs and outputs module manufactured by Schweitzer Engineering Laboratories. This new automation system brings advantages to have national support and total compatibility with the equipments already installed in the SE.
Keywords: Automation, Distribution, Electric Power, Supervisory systems, Substation.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Transformador de Corrente (a) e Transformador de Potencial (b)
Figura 2 – Disjuntor com interrupção a óleo
Figura 3 – Disjuntor interrupção a gás SF6
Figura 4 – Transformador de Potência
Figura 5 – Zonas de proteção de uma SE
Figura 6 – Esquema básico de proteção com relé
Figura 7 – Hierarquia do SAS
Figura 8 – Hierarquia grandes clientes
Figura 9 – Comparação TCP/IP e modelo OSI
Figura 10 – Fluxograma do projeto
Figura 11 – Diagrama Unifilar SE CAT
Figura 12 – Unifilar Eliop
Figura 13 – Arquitetura de rede Eliop
Figura 14 – Arquivos Elitel 4000
Figura 15 – Arquivos Elitel 5000
Figura 16 – Base de dados Elitel 5000
Figura 17 – Canais de comunicação nova arquitetura
Figura 18 – Endereço das entradas digitais dos relés
Figura 19 – Endereço das entradas digitais dos relés
Figura 20 – Endereço das saídas digitais dos relés
Figura 21 – Endereço das saídas digitais dos relés
Figura 22 – Endereço das entradas analógicas dos relés
Figura 23 – Endereço das entradas analógicas dos relés
Figura 24 – Base de dados Elitel 4000
Figura 25 – Entradas digitais Elitel 4000
Figura 26 – Visão geral Elipse Power
Figura 27 – Divisor de quadros – Elipse
Figura 28 – Objetos do servidor Elipse
Figura 29 – Drivers e Dados Elipse
Figura 30 – Unifilar SE CAT Elipse Power
Figura 31 – Canal de comunicação IEC 103 Elipse
Figura 32 – Configuração de protocolo IEC 103Elipse
Figura 33 – Configuração do meio físico do IEC 103 Elipse
Figura 34 – Configuração da porta serial do canal IEC 103 Elipse
Figura 35 – Proteções do 12N1 da SE CAT
Figura 36 – Medidas discretas 12N1 SE CAT
Figura 37 – Comandos 12N1 SE CAT
Figura 38 – Tela de Medidas (69kV) - Elipse
Figura 39 – Tela de Proteções (69kV) - Elipse
Figura 40 – Banco de Dados - Elipse
Figura 41 – Servidor de Alarmes - Elipse
Figura 42 – Tela de Eventos - Elipse
Figura 43 – Tela de Alarmes de rodapé
Figura 44 – Tela de Arquitetura - Elipse
Figura 45 – Tela da Função 90
Figura 46 – Menu de comando Elipse Power
Figura 47 – Tela geral de Bloqueio de Neutro
Figura 48 – Script da Função 90
Figura 49 – Planilha de pontos físicos – Elitel 4000
Figura 50 – Mapa DNP do SEL-2240
Figura 51 – Configuraçãode Software SEL-2240
Figura 52 – Configuração de Hardware SEL-2240 (Traseira)
Figura 53 – Frente do Rack do SEL-2240
Figura 54 – Tag Processor do RTAC
Figura 55 – Comando de fechamento 12D1 SEL-2240
Figura 56 – Configurações DNP SEL-2240
Figura 57 – DNP Mestre - Elipse
Figura 58 – Setup DNP – Elipse
Figura 59 – Setup DNP – Elipse
Figura 60 – Canal DNP - Elipse
Figura 61 – Protocolo IEC 870-5-104 SLAVE - Elipse
Figura 62 – Meio físico protocolo IEC 104 - Elipse
Figura 63 – IP e porta do IEC 104 - Elipse
Figura 64 – Comandos IEC 104 - Elipse
Figura 65 – Script de comando IEC 104 - Elipse
Figura 66 – Pontos digitais canal IEC 104 - Elipse
Figura 67 – Pontos analógicos canal IEC 104 - Elipse
Figura 68 – Associação do estado do disjuntor 12N1 - Elipse
Figura 69 – Associação da corrente fase ‘A’ do disjuntor 12N1 - Elipse
Figura 70 – Circuito de corrente e comando em um relé
Figura 71 – Caixa de testes Omicron
Figura 72 – Interface da caixa de testes Omicron
Figura 73 – Relé P142
Figura 74 – Parametrização de tensões e correntes (51N)
Figura 75 – Parametrização de tensões e correntes (51)
Figura 76 – Fluxo de potência positivo
Figura 77 – Fluxo de potência negativo
Figura 78 – Parametrização de tensões e correntes (67)
Figura 79 – Relé PS482
Figura 80 – Parametrização de tensões e correntes (50N)
Figura 81 – Parametrização de tensões e correntes (51N)
Figura 82 – Parametrização de tensões e correntes (51)
Figura 83 – Parametrização de tensões e correntes (50)
Figura 84 – Parametrização de tensões e correntes (51NS)
Figura 85 – Parametrização de tensões e correntes (27)
Figura 86 – Simulação da SE CAT
Figura 87 – Nível 2 e Nível 3 da esquerda para direita
Figura 88 – Software de tempo real do SEL-2240 (RTAC)
Figura 89 – Tela Unifilar SE CAT
Figura 90 – Tela Arquitetura SE CAT
Figura 91 – Tela Medidas 69 kV SE CAT
Figura 92 – Tela Medidas 13,8 kV SE CAT
Figura 93 – Tela Proteção 69 kV SE CAT
Figura 94 – Tela Proteção 13,8 kV SE CAT
Figura 95 – Tela Eventos SE CAT
Figura 96 – Tela Alarmes SE CAT
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Tabela ANSI
Tabela 2 – Trecho da OAP da SE CAT
Tabela 3 – Trecho da OAP (21C1)
Tabela 4 – Trecho Planilha de Teste SEL-2240
Tabela 5 – Trecho Planilha de Teste SE CAT
Tabela 6 – Verificação de telas da SE CAT
LISTA DE ABREVIATURAS E SÍMBOLOS
AL 		Bay de saída de alimentador 
ANEEL 	Agência Nacional de Energia Elétrica 
ANSI 		American National Standards Institute
B1 		Barramento de média tensão 
B2 		Barramento de alta tensão 
BC 		Bay de regulação 
CAT		Crateús
CCS 		Centro de Controle do Sistema 
CHESF 	Companhia Hidrelétrica do São Francisco 
COELCE 	Companhia Energética do Ceará 
DEC		Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora
DNP		Protocolo de comunicação DNP 3.0
DU		Diagrama Unifilar
EL 		Bay de entrada de linha 
FEC		Frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora
GOOSE 	Generic Object Oriented Substation Event 
IEC 		International Electrotechnical Commission
IED 		Intelligent Electronic Device 
IEEE 		Institute of Electrical and Electronics Engineers 
IHM		 Interface Homem-Máquina 
IEC 103	Protocolo de comunicação IEC 60870-5-103
IEC 104	Protocolo de comunicação IEC 60870-5-104
IP 		Internet Protocol 
MMS		Manufacturing Messages Specification 
OAP		Ordem de ajuste de proteção
OAR		Ordem de ajuste de regulação
OSI		Open Systems Interconnect
OT		Ordem de trabalho
SAS 		Sistemas de Automação de Subestações 
SCADA	Supervisory Control and Data Acquisition 
SE 		Subestação de energia elétrica 
TC 		Transformador de corrente 
TCP 		Transmission Control Protocol
TRAFO	Transformador de força 
TP 		Transformador de potencial 
TR 		Bay de transformação 
UAC		Unidade de Aquisição e Controle
UCS		Unidade de Controle de Sistema
UTR		Unidade Terminal Remota
SUMÁRIO
DEDICATÓRIA	4
AGRADECIMENTOS	5
RESUMO	7
ABSTRACT	8
LISTA DE FIGURAS	9
LISTA DE TABELAS	11
LISTA DE ABREVIATURAS E SÍMBOLOS	12
SUMÁRIO	14
CAPÍTULO I - INTRODUÇÃO	12
1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS	12
1.2 OBJETIVOS	12
1.2.1 Objetivo Geral	12
1.2.2 Objetivos Específicos	13
1.3 JUSTIFICATIVA	13
1.4 METODOLOGIA	14
1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO	14
CAPÍTULO II – FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA	15
2.1 SUBESTAÇÕES DE ENERGIA ELÉTRICA	15
2.1.1 Classificação das SEs	15
2.1.2 Equipamentos de uma SE	16
2.2 PROTEÇÃO DE SUBESTAÇÕES	24
2.2.1 Tabela ANSI	26
2.2.2 Proteção de Alimentadores	26
2.2.3 Proteção de Transformadores	27
2.2.4 Proteção de Linhas	28
2.2.5 Proteção de Bancos de Capacitores	29
2.3 AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES	29
2.3.1 Hierarquia do SAS	29
2.3.2 Sistema de Supervisão	31
2.3.3 Padrão RS-232 e RS485	32
2.3.4 Protocolos de Comunicação	33
CAPÍTULO III – DESENVOLVIMENTO	34
3.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS	34
3.2 REUNIR INFORMAÇÕES DE DOCUMENTOS DA SE – ETAPA 2	35
3.3 RECOLHER INFORMAÇÕES DO SISTEMA DE AUTOMAÇÃO ANTIGO – ETAPA 3	37
3.3.1 Obter imagens do sistema antigo em operação	37
3.3.2 Fazer backup do sistema antigo (Elitel 4000 e 5000)	39
3.4 ADEQUAÇÃO DA BASE DE DADOS ANTIGA PARA A NOVA – ETAPA 4	40
3.4.1 Informações Elitel 5000	40
3.4.2 Informações Elitel 4000	46
3.5 INÍCIO DE NOVO PROJETO ELIPSE POWER – ETAPA 5	47
3.6 DESENHAR O UNIFILAR DA SE NO ELIPSE POWER – ETAPA 5	50
3.7 CRIAÇÃO DOS CANAIS DE COMUNICAÇÃO COM OS RELÉS – ETAPA 6	51
3.7.1 Configuração do canal IEC 103:	52
3.8 CRIAR OS OBJETOS DE PROTEÇÃO, COMANDOS E MEDIDAS – ETAPA 7	54
3.8.1 Objetos de Proteção	54
3.8.2 Objetos de medidas discretas	55
3.8.3 Objetos de Comando	56
3.9 CRIAÇÃO DAS TELAS – ETAPA 8	57
3.9.1 Tela de medidas	57
3.9.2 Tela de Proteções	58
3.9.3 Tela de Eventos	58
3.9.4 Tela de Alarmes de Rodapé	60
3.9.5 Tela de Arquitetura de rede	60
3.9.6 Tela da Função 90	61
3.9.7 Telas de comando	62
3.10 FUNÇÃO DE REGULAÇÃO (FUNÇÃO 90) – ETAPA 9	63
3.11 PONTOS DE ENDEREÇAMENTO FÍSICO	64
3.11.1 Levantamento dos pontos físicos – ETAPA 10	64
3.11.2 Configuração do canal DNP do SEL-2240 – ETAPA 11	65
3.11.3 Configuração do hardware do SEL-2240 – ETAPA 11	66
3.11.4 Associação entre protocolo e pontos físicos	68
3.11.5 Configuração do canal DNP 3.0 no SEL-2240 – ETAPA 12	69
3.12 CRIAÇÃO DO CANAL DE COMUNICAÇÃO ENTRE UTR E CCS – ETAPA 13	72
3.12.1 Configuração do Canal IEC 104	72
3.12.2 Pontos de comando recebidos do nível 3:	74
3.12.3 Associação das tag’s de Sinalização e Medidas.	75
3.13 COMISSIONAMENTO EM LABORATÓRIO – ETAPA 14	77
3.13.1 Simulação de proteção das linhas de transmissão:	79
3.13.2 Simulação de proteção dos alimentadores:	83
3.13.3 Simulação de proteção do transformador:	86
3.13.4 Simulação de proteção do disjuntor geral do transformador (lado de alta tensão):	87
3.13.5 Simulação de proteção do disjuntor geral do transformador (lado de média tensão):	87
3.13.6 Simulação de proteção dos bancos de capacitores:	88
3.13.7 Simulação de proteção do disjuntor de transferência (média tensão):	89
3.14 SIMULAÇÃO DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO NÍVEIS 2 E 3 – ETAPA 14	89
3.14.1 Simulação dos relés de proteção	89
3.14.2 Simulação dos pontos físicos do SEL-2240	90
3.15 PROGRAMAÇÃO DA MIGRAÇÃO DOS SISTEMAS – ETAPA 15	91
3.16 MIGRAÇÃO FÍSICA – ETAPA 16	91
3.17 COMISSIONAMENTO EM OPERAÇÃO – ETAPA 17	92
CAPÍTULO IV – RESULTADOS	93
4.1 TELA UNIFILAR SE CAT	94
4.2 TELA ARQUITETURA SE CAT	95
4.3 TELA MEDIDAS SE CAT	96
4.4 TELA PROTEÇÃO SE CAT	98
4.5 TELA EVENTOS SE CAT	100
4.6 A TELA ALARMES SE CAT	101
CAPÍTULO V – CONCLUSÕES E SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS	102
REFERÊNCIAS	103
CAPÍTULO I - INTRODUÇÃO
CONSIDERAÇÕES INICIAIS
O principal meio de geração de energia elétrica no Brasil se dá por meio de usinas hidrelétricas que geralmente ficam distantes dos centros urbanos, o que torna necessário se utilizar de meios adequados de transmissão e distribuição da energia gerada. A distribuição dessa energia nas cidades é feita geralmente por Subestações Elétricas Transformadoras Abaixadoras, essas SEs (Subestações Elétricas) tem um papel importante na segurança e na qualidadeda energia fornecida ao consumidor final, devido a essa importância, muitos investimentos têm sido realizados nesse setor a fim de melhorar a segurança nas operações e rapidez na detecção de faltas de forma cada vez mais eficiente e autônoma dentre eles está a automação do sistema elétrico (LEÃO, 2009).
A principal vantagem do sistema de automação de subestações (SAS) é a melhoria da supervisão e controle da SE. Quanto maior o número de SEs, chaves, e religadores automatizados, maior será o controle da operação sobre o sistema, o que implica em recomposições de energia mais rápidas, isolando trechos menores sob defeito, com isso, a manutenção pode ser mais rápida e eficaz. Com uma melhor supervisão do sistema é possível realizar um melhor gerenciamento do fluxo de potência, evitando sobrecargas em horários de pico.
Com isolamento de trechos defeituosos cada vez menores, os outros trechos serão submetidos a um número menor de religamentos (tentativa automática de restabelecer a energia) prolongando a vida útil dos elementos da rede de distribuição.
O objetivo principal dos investimentos é a melhoria dos indicadores de qualidade, principalmente DEC (Duração Equivalente da interrupção por unidade consumidora) e FEC (Frequência Equivalente da interrupção por unidade consumidora) exigidos por órgãos reguladores do governo além de aumentar a segurança na operação e manutenção do sistema.
OBJETIVOS
Objetivo Geral
O objetivo geral deste trabalho é descrever o projeto de atualização de um sistema de automação obsoleto de uma Subestação de distribuição por outro mais atual de forma eficaz, segura e confiável.
Objetivos Específicos
Desenvolver layouts das telas da IHM seguindo o mesmo padrão do sistema a ser substituído ou de outro sistema escolhido como modelo de visualização e interação com as variáveis do processo.
Realizar testes de integração entre mestre (sistema de supervisão) e escravo (relé de proteção) e seus respectivos protocolos;
Desenvolver novos scripts de funções de proteções não realizadas pelos relés (Função 90);
Desenvolver a base de dados para o módulo de entradas e saídas digitais SEL-2240; 
Simular em laboratório todos os equipamentos e suas respectivas proteções e funcionalidades a fim de minimizar falhas de supervisão e comando em todos os níveis;
Realizar a substituição do sistema em tempo real de forma rápida, segura e confiável, comissionando o maior número de pontos possíveis.
JUSTIFICATIVA
Com o desenvolvimento da eletrônica, tem-se hoje uma grande variedade de equipamentos que exigem alimentação com um mínimo de imperfeições para funcionarem adequadamente. O Brasil possui diversas instituições que lidam regularmente com o tema da eficiência energética, tais como o Ministério de Minas e Energia – MME; a ELETROBRÁS, responsável pela execução do Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (Procel); a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, responsável pela execução do Programa de Eficiência Energética das Concessionárias Distribuidoras de Energia Elétrica – PEE; O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, órgão responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional – SIN (ELEKTRO, 2012).
Com essas exigências as distribuidoras de energia têm investindo em novas tecnologias de telecontrole, Proteção e Automação de SEs a fim de obter uma melhor visibilidade do sistema, detectar de forma mais rápida os locais de eventuais faltas, facilitarem a operação de distribuição de cargas e isolar a menor área possível quando for necessário a desenergização de linhas de transmissão ou de distribuição.
Um dos sistemas de automação utilizados pela Companhia Energética do Ceará é o Elipse Power, que tem a vantagem de ser compatível com qualquer computador com sistema operacional Windows XP ou superior, não necessitando de hardware específico do fabricante, com suporte nacional e de retorno rápido.
O Fabricante Eliop do SAS da SE de Crateús encerrou suas atividades e já não fornece suporte de hardware e software para a empresa cliente (ENEL) sendo necessário assim, adotar um novo sistema de automação para as SEs que funcionam com esse sistema.
METODOLOGIA
A natureza, da pesquisa é classificada como aplicada, pois tem o objetivo de gerar conhecimento para a solução de problemas de uma aplicação prática dirigidos a problemas específicos, que no caso é a representação de uma SE em um sistema supervisório. 
Do ponto de vista da forma de abordagem do problema, a pesquisa é classificada como quantitativa, pois é considerado que as informações obtidas podem ser classificadas e analisadas. 
Com relação aos seus objetivos, a pesquisa é classificada como exploratória, pois tem como objetivo proporcionar maior familiaridade com o problema assumindo a forma de um estudo de caso.
Do ponto de vista do procedimento técnico a pesquisa é classificada como experimental, pois se definiu o projeto de automação da SE como um objeto de estudos verificou-se as variáveis capazes de influenciá-lo, e definiram-se as formas de controle e de observação dos efeitos que a variável produz no objeto.
ESTRUTURA DO TRABALHO
O presente trabalho está estruturado da seguinte maneira. No Capítulo 2 é apresentado o embasamento teórico e conceitual da pesquisa. São apresentados conceitos a respeito de SEs, sistemas de proteção de SEs, automação de SEs, sistemas supervisórios. 
No Capítulo 3 são explanadas as etapas de desenvolvimento do supervisório no Elipse Power, assim como as principais características da ferramenta, os testes de integração entre Relés de proteção e UTR, ensaios de proteção utilizando a mala de testes da Omicron para injetar tensões e correntes e realizar o startup do sistema.
No Capítulo 4 são apresentados os resultados do projeto de atualização.
No Capítulo 5 são discutidas as conclusões acerca do estudo e são apresentadas sugestões para trabalhos futuros.
CAPÍTULO II – FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
	Neste capítulo são descritos conceitos básicos sobre SEs de energia elétrica, sistema de proteção, sistemas de automação de SEs e sistemas de supervisão, destacando as suas principais características e funcionalidades.
SUBESTAÇÕES DE ENERGIA ELÉTRICA
As SEs são partes do sistema de transmissão e distribuição, podendo ser definidas como um conjunto de equipamentos destinados a transformar e regular as tensões geradas ou transportadas, permitir a operação segura das partes componentes do sistema, eliminar ou reduzir as faltas e permitir o estabelecimento de alternativas para o suprimento o mais contínuo possível da energia elétrica (PRAZERES, 2010).
Classificação das SEs
As subestações podem ter as seguintes funções (PRAZERES, 2010):
Transformação: altera os níveis de tensão de modo a adequá-los as conveniências de transmissão, distribuição e consumo;
Regulação: regula os níveis de tensão a fim de mantê-los nos limites aceitáveis e admissíveis;
Chaveamento: conecta e desconecta os componentes do sistema de transmissão ou distribuição com finalidade de orientar o fluxo de energia elétrica isolando as partes em manutenção e mantendo a continuidade no fornecimento de energia elétrica.
Algumas SEs, além das funções citadas, possuem uma quarta função que é a de modificar as características originais da energia elétrica. Essas SEs são denominadas de conversoras destinam-se a modificar a frequência ou a corrente alternada para contínua, e vice-versa (PRAZERES, 2010).
As SEs podem ser dos seguintes tipos:
SE elevadora: recebe energia na tensão de geração e a eleva para tensões de subtransmissão ou transmissão.
SE abaixadora: recebe tensão de transmissão ou subtransmissão e reduz para tensão de subtransmissão ou distribuição. Dependendo da localização da SE ou da forma como é conectada ao sistema pode-se ter:
SE de transmissão: recebe energia de duas ou mais fontes objetivando a transmissão de potência elétrica para grandes centros consumidoresem tensões de subtransmissão ou transmissão.
SE de distribuição: destinada a abaixar a tensão ao nível de distribuição ou subtransmissão de modo adequado para utilização direta dos consumidores.
SE industrial: recebe energia nas tensões de transmissão ou subtransmissão e transforma para tensão de distribuição adequada para utilização direta na indústria.
Equipamentos de uma SE
Principais equipamentos de uma SE (MAMEDE FILHO, 2011): 
Pára-raios a resistor não linear: Os pára-raios são utilizados para proteger diversos equipamentos que compõem uma SE de potência. Os pára-raios limitam as sobretensões a um valor máximo.
Chave fusível indicador unipolar: Equipamento destinado a proteção de sobrecorrentes de circuitos primários, utilizado em redes aéreas de distribuição urbana e rural e em pequenas SEs de consumidores e de concessionária. É dotado de um elemento fusível que responde pelas características de sua operação.
Muflas terminais primárias e terminações: É um dispositivo destinado a restabelecer as condições de isolação da extremidade de um condutor isolado quando este é conectado a um condutor nu ou a um terminal para ligação de equipamento.
Condutores elétricos: É o meio pelo qual se transporta potência de um determinado ponto, denominado fonte ou alimentação, até um terminal consumidor.
Transformadores de corrente: São equipamentos que permitem aos instrumentos de medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuírem correntes nominais de acordo com a corrente de carga do circuito ao qual estão ligados. Na sua forma mais simples eles possuem um primário, geralmente de poucas espiras, e um secundário, no qual a corrente nominal transformada é, na maioria dos casos, igual a 5A. Um transformador de corrente é mostrado na Figura 1 (a).
Transformadores de potencial: Os transformadores de potencial são equipamentos que permitem aos instrumentos de medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuir tensão de isolamento de acordo com a da rede a qual estão ligados. Na sua forma mais simples, os transformadores de potencial possuem um enrolamento primário de muita espiras e um enrolamento secundário através do qual se obtém a tensão desejada, normalmente padronizada em 115V ou 115/ V. Um TP é mostrado na Figura 1 (b).
Figura 1 – (a) Transformador de Corrente e (b) Transformador de Potencial
	
(a)
	
(b)
Fonte: ABB
Buchas de passagem: São elementos isolantes próprios para instalação em cubículos metálicos ou de alvenaria e em equipamentos diversos, cuja finalidade é permitir passagem de um circuito de um determinado ambiente para outro.
Chave seccionadora primária: Segundo a norma NBR 6935, chave é um dispositivo mecânico de manobra que na posição aberta assegura uma distância de isolamento, e na posição fechada mantém a continuidade do circuito elétrico nas condições especificadas. A mesma norma define o seccionador como sendo um dispositivo mecânico de manobra capas de abrir e fechar um circuito, quando uma corrente de intensidade desprezível é interrompida, ou restabelecida, quando não ocorre variação de tensão significativa através dos seus terminais.
Os seccionadores são utilizados na SE para permitir manobras de circuitos elétricos, sem carga, isolando disjuntores, transformadores de medição, de proteção e barramentos. Também são utilizados em redes aéreas de distribuição urbana e rural com a finalidade de seccionar os alimentadores durante os trabalhos de manutenção ou realizar manobras diversas previstas pela operação.
Fusíveis Limitadores primários: Os fusíveis limitadores primários são dispositivos extremamente eficazes na proteção de circuitos de média tensão devido às suas excelentes características de tempo e corrente. São utilizados na proteção de transformadores de força, acoplados, em geral, a um secionador interruptor, ou, ainda, na substituição do disjuntor geral de uma SE de consumidor de pequeno porte, quando associados a um seccionador interruptor automático.
Relés de proteção: O nome relé representa uma gama numerosa de equipamentos e dispositivos, com as mais diferentes formas de construção e operação, para aplicações diversas, dependendo da importância, do porte e da segurança da instalação considerada. Os dispositivos de proteção são identificados nos diagramas elétricos através de uma numeração normalizada pela American Standard Association – ASA, aceita internacionalmente.
Os sistemas elétricos, de um modo geral, estão frequentemente sujeitos a perturbações que podem ser resumidamente agrupadas em:
Curto-circuito;
Sobrecarga;
Variação do nível de tensão; e
Variação do nível de frequência.
Os relés de proteção podem ser fabricados em diversas formas construtivas, cada uma delas utilizando princípios básicos peculiares. Os relés de proteção podem ser classificados como segue:
Fluidodinâmicos;
Eletromagnéticos;
Eletrodinâmicos;
De indução;
Térmicos;
Eletrônicos; e
Digitais.
Os relés digitais chegaram ao mercado brasileiro em meados da década de 1980, porém nos anos 1990 a sua aplicação tomou um forte e definitivo impulso, à medida que a tecnologia de digitalização dos sistemas elétricos foi sendo cada vez mais aperfeiçoada e universalizada.
Ao contrário dos relés eletromecânicos de indução e dos eletrônicos, os relés digitais, por operarem segundo uma programação, têm a capacidade de processar digitalmente os valores medidos do sistema, tais com tensão, corrente, frequência, etc., e realizarem operações lógicas e aritméticas. Além de exercer as funções dos seus antecessores tecnológicos, apresentem as seguintes vantagens:
Menor corrente de sensibilização dos sensores, reduzindo a potência dos transformadores de corrente necessários a operação;
Elevada confiabilidade devido à função de autosupervisão;
Diagnóstico de falha por meio de armazenamento de dados de falha;
Possibilidade de comunicação com um sistema de supervisório;
Possibilidade de serem ajustados à distância;
Durante os procedimentos de alteração nos ajustes mantém a proteção do sistema elétrico ao nível dos ajustes existentes;
Elevada precisão devido à tecnologia digital;
Amplas faixas de ajuste com vários degraus e ajustes dos parâmetros guiados por uma interface amigável;
Indicação dos valores de medição e dos dados de falha por meio de display alfanumérico;
Segurança operacional com a possibilidade de estabelecer uma senha do responsável pelo ajuste.
Quanto ao desempenho
Todo e qualquer elemento de proteção deve merecer garantia de eficiência no desempenho de suas funções. Os relés de proteção devem apresentar os seguintes requisitos básicos quanto ao seu desempenho:
Sensibilidade;
Rapidez;
Confiabilidade;
Quanto às grandezas elétricas
Basicamente, um relé é sensibilizado pelas grandezas da frequência, da tensão e da corrente a que está submetido. Porém, tomando-se como referência esses valores básicos, podem-se construir relés que sejam ajustados para outros parâmetros elétricos da rede tais como impedância, potência, relação entre as grandezas anteriores, etc. De modo geral, os relés podem ser assim classificados:
Relés de tensão;
Relés de corrente;
Relés de frequência;
Relés de direcionais de potência e corrente;
Relés de impedância.
Em geral, os relés de tensão utilizam a própria tensão do sistema e comparam seu valor com aquele previamente ajustado para operação. O valor medido pode estar acima ou abaixo daquele tomado como referência, originando assim, os relés de sobre e subtensão.
Os relés de corrente são, na realidade, os mais empregados em qualquer sistema elétrico, tornando-se obrigatório o seu uso, em consequência da grande variação com que a corrente elétrica pode circular numa instalação, indo desde o estado vazio, passando pela carga nominal, atingindo a sobrecarga e, finalmente alcançando seu valor supremo, nos processos de curto-circuito franco.
Os relés de frequência utilizam essa grandeza do sistema, comparando-a com o valorpreviamente ajustado para operação. Se há diferença, além dos valores prescritos no ajuste, o relé aciona o mecanismo de desligamento do disjuntor.
Já os relés direcionais são acionados pelo fluxo de potência ou corrente que circula em seus bobinados. Ora como grandezas naturais, somente tensão, a corrente e a frequência são parâmetros elétricos básicos. Para um relé direcional de potência é necessário um par de bornes, sendo um de tensão e outro de corrente, para que se obtenha o fluxo de demanda a cada instante. Os relés direcionais são de pouca utilização nas instalações industriais de pequeno e médio porte, chegando a ter aplicação obrigatória em instalações de grande porte supridas por duas ou mais fontes. 
Os relés atuam quando detectam o fluxo reverso da corrente ou de potência no ponto de sua instalação. O mesmo uso é feito largamente pelas companhias concessionárias de serviço público em suas SEs de potência. Os relés de impedância utilizam como parâmetros elétricos a tensão e a corrente no ponto de sua instalação. Sabendo-se que a impedância num determinado ponto, é a relação entre a tensão e a corrente, o relé de impedância nada mais afere do que o resultado desse quociente, para fazer atuar o seu mecanismo de acionamento. É largamente aplicado no sistema de potência das concessionárias de energia elétrica para proteção de linhas de transmissão.
Quanto à temporização
Apesar de se esperar que o relé atue tão rápido quando possível, normalmente, por questões de seletividade entre os vários elementos de proteção, é necessário parametrizar no relé certa temporização antes de enviar comando de abertura do disjuntor. Sendo assim, os relés de proteção podem ser classificados quanto ao tempo de atuação em:
Relés instantâneos
Relés temporizados com retardo dependente; e
Relés temporizados com retardo independente.
Os relés instantâneos, como o próprio nome diz, não apresentam nenhum retardo funcional no tempo de atuação. O retardo existente em função de suas características construtivas implicando certa inércia natural do mecanismo, temporizando assim a sua atuação. Eles não se prestam a utilização em esquemas seletivos, onde os valores das correntes de curto-circuito nos diferentes pontos são praticamente os mesmos.
Os relés temporizados com retardo dependente são os mais utilizados em sistemas elétricos em geral. São caracterizados por uma curva de temporização normalmente inversa, cujo retardo é função do valor da grandeza que os sensibiliza. Esses relés apresentam uma família de curvas com as mais diversas declividades em razão das variadas aplicações requeridas na prática dos projetos de proteção.
O relé temporizado com retardo independente, ao contrário do anterior, é caracterizado por um tempo de atuação constante, independentemente da magnitude da grandeza que o sensibiliza.
Quanto à forma de acionamento
Os relés podem acionar os equipamentos de interrupção de dois diferentes modos, pelos quais são comumente conhecidos:
Relés de ação direta;
Relés de ação indireta;
Os relés de atuação direta são largamente empregados na proteção de pequenas e até de médias instalações industriais. Apresentam a grande vantagem de, geralmente, dispensar transformadores redutores, pois estão diretamente ligados ao circuito que protegem além de não necessitarem de fonte auxiliar para promoveram o disparo do disjuntor.
Os relés de atuação indireta, conhecidos também como relés secundários, têm largo emprego na proteção dos transformadores de potência das instalações de médio e grande porte. Apresentam custos sensivelmente mais elevados e necessitam de transformadores redutores como fonte de alimentação, bem como requerem em geral uma fonte auxiliar de corrente contínua.
Disjuntores de Alta tensão: Os disjuntores são equipamentos destinados à interrupção e ao restabelecimento das correntes elétricas num determinado ponto do circuito. Devem ser instalados acompanhados dos relés respectivos, que são os elementos responsáveis pela detecção das correntes elétricas do circuito que, são analisados por sensores previamente ajustados, podem enviar ou não a ordem de comando para abertura.
A função principal de um disjuntor é interromper as correntes de defeito de um determinado circuito durante o menor espaço de tempo possível. Porém os disjuntores são também solicitados a interromper correntes de circuitos operando a plena carga e em vazio, e a energizar os mesmos circuitos em condições de operação normal ou em falta.
Quanto ao meio de interrupção pode-se ressaltar:
Interrupção no Óleo: Este processo consiste na abertura dos contatos do interruptor no interior de um recipiente que contém determinada quantidade de óleo mineral. Na separação dos contatos, há a formação de um arco entre eles, logo circundando pelo óleo existente na região dos pólos. Como o arco elétrico apresenta uma temperatura excessivamente elevada, as primeiras camadas de óleo que tocam o arco são decompostas e gaseificadas, resultando na liberação de certa quantidade de gases, compostos na sua maioria por hidrogênio, associado a uma percentagem de acetileno e metano. Um disjuntor de interrupção a óleo é mostrado na Figura 2.
Figura 2 – Disjuntor com interrupção a óleo
Fonte: O Autor
Interrupção no Gás SF6: Este processo consiste na abertura dos contatos do interruptor no interior de um recipiente contendo certa quantidade de gás hexafluoreto de enxofre – SF6. O princípio básico de interrupção em SF6 se fundamenta em sua capacidade de levar rapidamente a zero a condutibilidade elétrica do arco, absorvendo os elétrons livres na região do mesmo, e de restabelecer com extrema velocidade a sua rigidez dielétrica após cessados os fenômenos que motivaram a formação do arco. Isso porque o SF6 é um gás eletronegativo, o que lhe propicia facilidades de capturar os elétrons livres presentes no plasma de um arco elétrico, reduzindo, portanto, a sua condutibilidade à medida que a corrente tende ao seu zero natural. Um disjuntor de interrupção a gás SF6 é mostrado na Figura 3.
Figura 3 – Disjuntor interrupção a gás SF6
.
Fonte: O Autor
Transformadores de potência: Transformador é um equipamento de operação estática que por meio de indução eletromagnética transfere energia de um circuito, chamado primário, para um ou mais circuitos denominados, respectivamente, secundário e terciário, sendo, no entanto, mantida a mesma frequência, porém com tensões e correntes diferentes.
Em um sistema elétrico, os transformadores são utilizados desde as usinas de geração, onde a tensão geralmente é elevada a níveis adequados para permitir a transmissão econômica de potência, até os grandes pontos de consumo, onde a tensão é reduzida em nível de subtransmissão e distribuição, alimentando as redes urbanas e rurais, onde novamente é reduzida para, enfim, ser utilizada com segurança pelos usuários do sistema, conforme já mencionado.
Quanto ao meio isolante pode-se destacar:
Transformadores em líquido isolante são de emprego generalizado em sistemas de distribuição e força e em plantas industriais comuns. Existem três tipos de líquidos isolantes que são usados em transformadores: óleo mineral (vide Figura 4), silicone e Ascarel.
Transformadores a seco são de emprego específico por tratar-se de um equipamento de custo muito elevado, comparativamente aos transformadores em líquido isolante.
Figura 4 – Transformador de Potência
Fonte: O Autor
Religadores automáticos: Religadores automáticos são equipamentos de interrupção da corrente elétrica dotados de uma determinada capacidade de repetição em operações de abertura e fechamento de um circuito, durante a ocorrência de um defeito. Os religadores têm larga aplicação em circuitos de distribuição das redes aéreas das concessionárias de energia elétrica, por permitirem que os defeitos transitórios sejam eliminados sem a necessidade de deslocamento de pessoal de manutenção para percorrer o alimentador em falta.
PROTEÇÃO DE SUBESTAÇÕES
Um sistema completode potência representa um grande investimento de capital, pois o valor da maioria dos equipamentos é elevado. A fim de maximizar o retorno do investimento, é importante se utilizar destes equipamentos o maior tempo possível, e independentemente de quão bem dimensionado for esse sistema, nunca estará imune a faltas, que tem um alto poder destrutivo aos componentes envolvidos. Portanto, o aprovisionamento adequado de proteções para detecção e desconexão de elementos do sistema no caso de faltas, é de fundamental importância no planejamento do sistema de potência garantindo assim seu alto investimento (SCHNEIDER ELECTRIC, 2016).
A filosofia de proteção da SE pode ser dividida em regiões com cada região chamada de bay ou vão. Cada bay deve possuir um conjunto de equipamentos que fazem sua proteção naquela área, mas que podem interagir com outras regiões de proteção de forma coordenada caso haja falha em algum dos componentes a fim de minimizar danos aos elementos da SE (LEÃO, 2010). A Figura 5 ilustra as zonas de proteção de cada bay chamando atenção para os disjuntores de transferência que pode assumir a função de proteção de um dos equipamentos em sua zona de atuação (somente um por vez).
Figura 5 – Zonas de proteção de uma SE
Fonte: O Autor
Os principais componentes de proteção de um bay são o relé de proteção, disjuntor, TC, TP e alimentação auxiliar dos relés, como mostra a Figura 6 (LEÃO, 2010). O TC e o TP fornecem corrente e tensão, respectivamente, proporcionais aos valores reais no bay protegido pelo relé, o relé por sua vez quando detecta o defeito através desses valores envia um comando de abertura do disjuntor que tem a capacidade de interromper o circuito mesmo em carga.
Figura 6 – Esquema básico de proteção com relé
Fonte: Leão, 2010
Tabela ANSI
A tabela ANSI (American National Standard Institute) foi criada visando a padronização das funções de proteção. Na Tabela 1 são mostradas algumas das proteções mais usadas em SEs.
Proteção de Alimentadores
Normalmente existem dois tipos de alimentadores de distribuição (ARAÚJO, 2002):
Linha de distribuição aérea (LDA) – Que são circuitos trifásicos que saem da SE em rede aérea mesmo que haja um pequeno trecho subterrâneo entre o disjuntor e o poste fora da SE;
Linha de distribuição subterrânea (LDS) – Que são circuitos trifásicos que saem da SE e vão por eletrodutos subterrâneos até os transformadores de distribuição e deles até as residências.
A proteção de alimentadores é feita principalmente por relés de sobrecorrente de atuação temporizada ou instantânea.
Atuação instantânea – ajustado para valores elevados de corrente de curto-circuito com atuação rápida.Classificado como função 50:
50 (A, B ou C) – Sobrecorrente instantânea fase A, B ou C;
50N – Sobrecorrente instantânea de neutro.
Tabela 1 – Tabela ANSI
	FUNÇÃO
	DESCRIÇÃO
	50
	Função de sobrecorrente instantânea de fase
	51
	Função de sobrecorrente temporizada de fase
	50N
	Função de sobrecorrente instantânea de neutro
	51N
	Função de sobrecorrente temporizada de neutro
	50/51NS
	Função de sobrecorrente neutro sensível
	51BF
	Função de falha de disjuntor
	46
	Função de sequência negativa
	67
	Função de sobrecorrente direcional de fase
	67N
	Função de sobrecorrente direcional de neutro
	21
	Função de proteção de distância
	27
	Função de subtensão
	59
	Função de sobretensão
	79
	Função de religamento
	50BF/62BF
	Função de falha do disjuntor
	51G
	Função de sobrecorrente de terra
	87
	Função de diferencial
	61
	Função de desequilíbrio de corrente
	25
	Função de sincronismo
	26
	Função temperatura do óleo
	49
	Função temperatura do enrolamento
	63
	Função de pressão do gás do transformador de potência
	71
	Função de nível do óleo
	43
	Função transferência da proteção
	86
	Função de bloqueio
Fonte: O Autor
Atuação temporizada – ajustado para valores elevados de corrente de sobrecarga. Classificado como função 51:
51 (A, B ou C) – Sobrecorrente temporizada fase A, B ou C;
51N – Sobrecorrente temporizada de neutro.
Outra proteção bastante utilizada em alimentadores é a proteção de falha de disjuntor (Proteção 62BF) que opera caso o relé não receba a sinalização de disjuntor aberto no tempo limite pré-estabelecido após a atuação de sua proteção, caso isso ocorra o relé manda comando de abertura para o disjuntor de retaguarda desenergizando a barra mas com a indesejável perda de outras cargas.
O alimentador pode, ainda, exercer a função de religador (Relé religador - Função 79) sua finalidade é religar o disjuntor após uma falta, pois muitos dos defeitos são transitórios em linhas aéreas, ou seja, de curta duração. Esse tipo de relé resolve faltas do tipo:
Galhos de árvores em contato com a linha (queda ou ventos);
Linhas de pipas;
Animais.
Caso o defeito não seja transitório, após um número de religamentos programado (geralmente coordenado com seccionalizadores automáticos) e não extinto o defeito é atuado o disparo definitivo do religamento que deixa a linha fora de operação (ARAÚJO, 2002).
Proteção de sequência negativa (I2): Detecta corrente de fase de sequência negativa que é gerada por qualquer condição de tensão desbalanceada tal como carregamento desbalanceado, perda de uma fase ou falta monofásica. Essa proteção geralmente é utilizada em alimentadores de grande extensão e em alguns relés esta associada a proteção de neutro (RUSH, 2011).
Proteção de Transformadores
As proteções de primeira linha dos transformadores são feitas normalmente por relés diferenciais, relés de gás e válvula de alívio de pressão.
O relé de gás (função 63), também é conhecido de relé BUCHHOLZ, é utilizado normalmente em transformadores de força que possuem tanque auxiliar, que tem o papel de proteger contra defeitos internos que produzem gases ou movimento abrupto do óleo, como: problemas de isolamento com formação de arco elétrico, perdas de isolamento, descargas internas, etc. O relé ainda atua caso haja baixa no nível do óleo abaixo de onde o sensor está instalado.
A válvula de alívio de pressão atua quando a pressão interna do transformador atinge o valor máximo de operação, abrindo instantaneamente, as descargas internas ou curtos-circuitos que ocorrem em transformadores cheios de óleo são normalmente acompanhados por geração de gases que causam uma sobre pressão no tanque, então a fim de evitar explosões, que é utilizada essa proteção.
A proteção térmica de transformadores também é importante para prolongar ao máximo a vida útil do equipamento, os principais pontos de medição são:
Temperatura do enrolamento (49)
Temperatura do óleo (26)
A fim de evitar um sobreaquecimento pode-se ainda forçar um melhor resfriamento através de ventiladores (ventilação forçada) podendo haver mais de uma velocidade para diferentes níveis de resfriamento.
A proteção contra falta de óleo em transformadores permite monitorar o nível de óleo, caso haja um vazamento severo de óleo, o que causaria danos ao transformador, é disparado o alarme de falta de óleo e o transformador é tirado de operação.
Nos grandes transformadores de potência, as proteções de segunda linha do transformador são feitas normalmente por relés de sobrecorrente (51) e proteção contra curto-circuito entre fase e terra do lado de baixa (51G)
A proteção diferencial (87A, 87B, 87C ou 87N) de transformadores é bastante utilizada, considera-se que a potência que entra no primário deve ser a mesma potência que sai no secundário do transformador (ARAÚJO, 2002).
Proteção de Linhas
As linhas de transmissão aéreas (LTAs) estão expostas a diversos agentes que podem vir a causar um defeito, logo, a proteção de linhas deve atuar sempre que houver um defeito na zona protegida da forma mais rápida e seletiva possível, isolando o trecho defeituoso (ARAÚJO, 2002).
As principais proteções de uma LTA:
Proteção de distância (21): Em redes de média tensão, a proteção de distância se tornou padrãopor garantir tempos de desligamento curtos com confiabilidade e servindo, ainda, como proteção secundária para linhas adjacentes;
Proteção direcional fase (67): Atua caso haja inversão no fluxo de potência pré-estabelecido para aquele trecho.
Proteção contra sobrecorrente temporizado (51);
Proteção contra sobrecorrente temporizado (51N).
Proteção de Bancos de Capacitores
Os bancos de capacitores nas SEs têm um papel importante na função de realizar o controle da tensão e potência do sistema elétrico, injetando potência reativa para prover elevação da tensão e reduzir as perdas das linhas de transmissão (ARAÚJO, 2002).
As proteções típicas utilizadas para proteger os bancos podem ser resumidas nas seguintes funções:
Proteção interna dos elementos capacitivos: Apresenta proteção individual de cada elemento por elo-fusível, visando a proteção contra defeitos internos;
Proteção de sobrecorrente (50/51);
Proteção de falha de disjuntor (62BF);
Proteção de sobretensão de fase (59): Ocorre quando o banco está submetido a uma tensão maior que a que foi projetado reduzindo a vida útil desse elemento;
Proteção de sobretensão residual ou desbalanço de corrente: Ocorrendo uma queima do elo-fusível de um dos elementos capacitivos, quando conectado a outros em paralelo, gera um deslocamento do neutro em estrela que faz surgir uma tensão de neutro e a terra que deve ser visto pelo relé de proteção (59G). A queima do elo-fusível nessas condições causa também uma circulação de corrente residual pela interligação dos neutros dos bancos de capacitores esse desequilíbrio é visto pela proteção 61N que usualmente atua abrindo e bloqueado a operação do disjuntor (86).
AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES
Uma SE de energia elétrica é um tipo de instalação complexa para efetuar a sua automação, pois, é um ambiente que possui ruídos caudados por campo eletromagnético intenso. Nesse meio, é necessária uma velocidade de processamento elevada e não é tolerável execução de comandos involuntários ou incorretos. As SEs, e usinas de geração, representam um ponto chave no sistema elétrico, sendo de crucial importância a não interrupção no fornecimento de energia (GRANDI, 2000).
Hierarquia do SAS
Na Figura 7 são ilustrados os três níveis usuais de hierarquia nos sistemas de automação de SEs.
Figura 7 – Hierarquia do SAS
Fonte: O Autor
O nível 0 é composto por todos os equipamentos primários da SE, como: transformadores, disjuntores, seccionadoras, TPs e TCs. 
No nível 1 os IEDs disponibilizam informações de medidas analógicas, e digitais, como: tensões, correntes, posição das chaves, status dos disjuntores e indicação de alarmes, faltas e falhas.
No nível 2 todas as informações do nível 1 são concentradas na UCS e podem ser monitoradas, supervisionadas e controladas pelos operadores da SE a partir de Interfaces Humano Máquina (IHM). Nas SEs, normalmente utilizam-se plataformas computacionais com aplicações dedicadas.
No nível 3 são concentrados em um único sistema as principais informações de todas as SEs que compõe todo o sistema elétrico de distribuição que representam o Centro de Controle do Sistema (CCS). 
Há casos, entretanto, que a hierarquia é um pouco mais complexa, em que envolve integração entre sistemas de supervisão entre grandes clientes e concessionárias, mas nesses casos a concessionária possui apenas a supervisão do sistema do cliente não podendo comandar ou intervir nesses equipamentos. A Figura 8 ilustra a situação (FEITOSA, 2016):
Figura 8 – Hierarquia grandes clientes
Fonte: O Autor
Sistema de Supervisão
Um sistema de automação para SEs pode apresentar as seguintes funções:
Supervisão: Telas gráficas que indicam valores provenientes das medidas realizadas pelos equipamentos, estado de bloqueio de funções de proteção e disjuntores;
Alarmes: Sinaliza a ocorrência de eventos, como, atuação de proteções, alteração de estado de chaves, bloqueio de funções de proteção e disjuntores;
Chave Local/Remoto: Chave que habilita ou bloqueia comandos via protocolo no relé de proteção sendo localizadas geralmente em quadros de comando no pátio da SE;
Registro de eventos: registro da atuação de relés de proteção, abertura e fechamento de disjuntores e entre outras indicações de estado de proteções;
Proteção: protegem os equipamentos responsáveis pela distribuição de energia de modo a assegurar alimentação aos usuários, limitando a duração e a frequência de interrupções, causadas por faltas no sistema. Função realizada por equipamentos autônomos, como relés de proteção;
Religamento automático: o restabelecimento de um sistema elétrico em caso de falta;
Controle de Tensão e/ou Potência Reativa: lógica de controle que tenta manter o nível de tensão e potência reativa nos barramentos, dentro de limites preestabelecidos pelas ordens de regulação, através da alteração automática de taps de transformadores e a inserção ou retirada de bancos de capacitores (SILVA, 2013).
Padrão RS-232 e RS485
O padrão RS-232 foi um dos primeiros padrões de comunicação serial para interligação de equipamentos, amplamente aceito no mundo, suas características físicas principais são basicamente:
Sinais com tensão entre –3 Volts e –25 Volts com relação ao terra são considerados nível lógico “1”, e tensões entre +3 Volts e +25 Volts são considerados nível lógico “0”. A faixa de tensões entre –3 Volts e +3 Volts é considerada uma região de transição para o qual o estado do sinal é indefinido. 
O padrão RS-485 funciona de modo diferencial. Ou seja, a diferença entre as tensões no par de fios, dirão se o mestre está transmitindo 1 ou 0. A RS485 suporta a comunicação half-duplex e full-duplex sendo que para a primeira a necessidade da utilização de um cabo par-trançado enquanto no segundo são necessários dois pares de cabos. 
Para que o receptor identifique um sinal válido, a diferença entre os terminais deve ser maior que 200 mV. Entre 200 mV e –200 mV o sinal não é indefinido. 
Este tipo de comunicação alcança grandes distâncias de cabo, podendo chegar até 1200m de cabo funcionando a 9600 bps. Conforme o baud-rate aumenta, o tamanho do cabo diminui. Este meio utiliza a estrutura mestre-escravo onde há uma máquina que faz a pergunta e os escravos respondem de acordo com o endereço ajustado no escravo (SOUSA, 2017)
Protocolos de Comunicação
Protocolos de comunicação baseiam-se num conjunto de regras que regem a formatação e o tratamento dos dados enviados e recebidos, de forma padronizada, em um sistema de comunicação. Anos atrás, cada fabricante estabelecia seu próprio protocolo de comunicação, o que aumenta a segurança da informação, porém, com a desvantagem da incompatibilidade de comunicação entre equipamentos de fabricantes diferentes.
O protocolo TCP/IP foi projetado para ser utilizado na internet e tem como base o modelo de 7 camadas OSI, que serve de base para diversos protocolos. A Figura 9 ilustra a relação entre o TCP/IP e o modelo OSI (KREUTZ, 2014).
Figura 9 – Comparação TCP/IP e modelo OSI
Fonte: KREUTZ (2014)
O problema de comunicação entre equipamentos de diversos fabricantes começou a ser solucionado quando houve iniciativas de órgão internacionais em padronizar protocolos de comunicação entre equipamentos, assim, diferentes fabricantes teriam condições de utilizar os mesmos protocolos para integrar seus equipamentos, aumentando também a competitividade de mercado (MELLO, 2006).
Atualmente vários protocolos de comunicação seguem o modelo OSI (Open Systems Interconnect). Esse modelo possui sete camadas, conforme ilustrado na Figura 9, mas dependendo da complexidade do protocolo, o mesmo pode ser implementado em um número menor de camadas (FEITOSA, 2016).
É importante destacar os protocolos da norma IEC 608760-5 para automação de sistemas elétricos, mais especificamente os protocolos: IEC 60870-5/101 (IEC 101) e IEC 60870-5/104 (IEC 104), que detalha a comunicação entre um Centro de Controle do Sistema (CCS) com a Unidade de Aquisição de Controle (UAC) e a norma IEC60870-5/103 (IEC 103) que detalha a comunicação entre UAC com os dispositivos eletrônicos inteligentes (IED) que são os relés de proteção. Outro protocolo bastante utilizado na área é o DNP que é derivado da norma IEC 60870-5 que define comunicação entre UAC e um Sistema central (MELLO, 2006).
CAPÍTULO III – DESENVOLVIMENTO
CONSIDERAÇÕES INICIAIS
O projeto de atualização descrito neste trabalho se refere a SE de Crateús (SE CAT). O fluxograma mostrado na Figura 10 ilustra as etapas do projeto da SE CAT.
Figura 10 – Fluxograma do projeto
Fonte: O Autor
	A Etapa 1 do projeto foi definir a SE CAT como uma das SEs a ser atualizada, as próximas etapas do projeto, mostradas no fluxograma da Figura 10, serão abordados nas próximas secções.
REUNIR INFORMAÇÕES DE DOCUMENTOS DA SE – ETAPA 2
É importante confrontar as informações armazenadas no servidor com as informações vindas de campo para que, caso haja divergência, seja investigado, corrigido o erro e atualizado as informações.
Primeiro passo é procurar na rede interna o arquivo com o diagrama unifilar que representa a SE mostrado na Figura 11.
Os equipamentos das SEs na COELCE seguem um padrão de nomenclatura com quatro algarismos com o primeiro indicando o tipo de elemento (exemplo: 1 – Disjuntor, 2 –Religador), o segundo indicando o nível de tensão (exemplo: 1 – Lado de 13,8 kV, 2 – Lado de 69 kV), o terceiro é um identificador característico para algumas regiões de proteção (exemplo: H – usado para banco de capacitores, D – usado para disjuntores de transferência, T – disjuntores do bay do transformador, B - barramento) o quarto algarismo é complementar ao terceiro na identificação (exemplo: 11H1 – primeiro Disjuntor do banco de capacitores, 11H2 – segundo disjuntor do banco de capacitores).
Como elementos que compõe a SE CAT existem três entradas de linhas: 12C4, 12I1, e 12N1 que alimentam o barramento principal 02B1 que é interligado aos dois disjuntores gerais dos transformadores: 12T1 e 12T2 que alimentam respectivamente os dois transformadores 02T1 (15 MVA) e 02T2 (15 MVA). O disjuntor de transferência 12D1 é utilizado quando é necessário que assuma as funções de uma das entradas de linhas ou disjuntores gerais do transformador, para isso, o disjuntor do 12D1 deve estar aberto e suas chaves seccionadoras 31D1-1 e 31D1-2 devem estar fechados, então a chave de transferência de proteção do elemento a ser substituído deve ir para a posição “em transferência”em seguida a chave de bay-pass (ex.: 31N1-6) deve ser fechada em seguida fechado o disjuntor do 12D1, ficando com dois elementos funcionando em paralelo, em seguida é aberto o disjuntor a ser substituído, após isso, suas chaves seccionadoras (ex.: 31N1-5 e 31N1-4).
Os dois transformadores alimentam a barra de 13,8 kV através dos disjuntores gerais do transformador: 11T1 e 11T2, onde o 11T1 alimenta 01B1 e 11T2 alimenta 01B3 que são interligadas por 01B2 funcionado como um só barramento nas configurações atuais. O 11D1 assim como o 12D1 pode assumir as funções de religador ou disjuntor geral sendo interligado na barra 01BA. A SE CAT possui três disjuntores de banco de capacitores: 11H1 com 3,6 MVar e 11H2 e 11H3 com 1,8 MVar cada. Existem atualmente seis alimentadores na SE CAT: 21C1, 21C2, 21C3, 21C4, 21C5, 21C6 e o diagrama apresentam ainda dois futuros: 21C7 e 21C8.
Figura 11 – Diagrama Unifilar SE CAT
Fonte: ENEL
Depois de encontrado o arquivo do diagrama unifilar, deve ser procurado o arquivo que contém a ordem de ajuste de proteção da SE (elaborada pela área de estudos de proteção da COELCE) para consultas futuras dos ajustes dos relés de proteção (OAPCAT.xls) assim como a ordem de ajuste de regulação (OAR_CAT.xls) (elaborada pela área de estudos de regulação da COELCE) utilizado para verificar os parâmetros da função 90 (função de regulação) 
RECOLHER INFORMAÇÕES DO SISTEMA DE AUTOMAÇÃO ANTIGO – ETAPA 3
Conhecer o sistema a ser substituído é de fundamental importância para que em caso a migração para o novo sistema falhe, haja condições de ser restabelecido o sistema anterior e todos os pontos de supervisão e comando em todos os níveis.
O sistema Eliop é composto de dois equipamentos, Elitel 4000 e 5000. A Elitel 5000 é responsável por comunicar com os relés de proteção via protocolo IEC 103 e enviar essas informações a Elitel 4000, que por sua vez, é responsável por receber as informações dos relés da Elitel 5000, aquisitar os dados de entradas e saídas digitais físicas vindas de sensores e enviar todas essas informações ao centro de controle.
	
Obter imagens do sistema antigo em operação
Foi feito acesso remoto da SE com o sistema antigo e capturado a imagem das telas do sistema de supervisão como forma de consulta de funcionalidades que são importantes para a SE a Figura 12 (fundo preto removido) mostra o diagrama unifilar da SE CAT no sistema Eliop e a Figura 13 (fundo preto removido) mostra como era a arquitetura da rede IEC 103.
Figura 12 – Unifilar Eliop
Fonte: ENEL
Figura 13 – Arquitetura de rede Eliop
IEC-870-5-103
IEC-870-5-103
Fonte: ENEL
Fazer backup do sistema antigo (Elitel 4000 e 5000)
Os arquivos de backup servem para posterior consulta de parâmetros de configuração de rede e endereços de comunicação entre relés de proteção, UTR e CCS e segue os seguintes passos:
Acessar remotamente a IHM da SE e na pasta C:\TS4V163 procurar os arquivos descritos na Figura 14 e compactar em um arquivo chamado ELITEL4000_SE_CAT_ seguido da data no formato: “yyyyMMdd” e a motivação do backup.
Figura 14 – Arquivos Elitel 4000
Fonte: ENEL
Acessar remotamente a IHM da SE procurar a pasta C:\5 TS4V163 procurar os arquivos descritos na Figura 15 e compactá-la em um arquivo chamado ELITEL5000_SE_CAT_ seguido da data no formato: “yyyyMMdd” e o motivo do backup.
Figura 15 – Arquivos Elitel 5000
Fonte: ENEL
ADEQUAÇÃO DA BASE DE DADOS ANTIGA PARA A NOVA – ETAPA 4
Informações Elitel 5000
Os pontos da base de dados da Elitel 5000 se encontram na pasta: 5\SOFTWARE\ConfigTroncal\Librosconfiguracion. No arquivo: Config_e5000.xls mostrado em corte na Figura 16. Na aba “COMMS” estão as informações referentes ao protocolo (coluna “ID PROTOCOLO”) e endereço (coluna “DIRECCIÓN ENLACE (N1)”) dos equipamentos (coluna “ID EQUIPO NIVEL INFERIOR”) da SE.
É importante organizar a base de dados da Elitel 5000 em uma planilha. Informações como o ID de cada equipamento e seus respectivos pontos de sinalização, medidas e comandos fazendo as devidas conversões assim como redistribuir os equipamentos na nova arquitetura seguindo a filosofia de manter equipamentos do mesmo tipo ou do mesmo bay no mesmo canal de comunicação de forma a equilibrar a quantidade de equipamentos em cada canal mostrado na Figura 17.
Figura 16 – Base de dados Elitel 5000
Fonte: ADAPTADO DE ELIOP
Figura 17 – Canais de comunicação nova arquitetura
Fonte: O Autor
Na aba “DI SIGNALS” estão as informações dos pontos de entradas digitais (coluna “NOMBRE DE SEÑAL”) de todos os equipamentos (coluna “ID EQUIPO”) e seus respectivos endereços (coluna “DIRECCIÓN SEÑAL”) conforme Figura 18.
O endereço dos pontos de sinalização dos relés que comunicam via IEC 103 possuem dois campos: information number e function type que serão utilizados para calcular um endereço para a base de dados do Elipse na seguinte formula: information number* 256+ function type mostrado na Figura 19.
Figura 18 – Endereço das entradas digitais dos relés
Fonte: ADAPTADO DE ELIOP
Figura 19 – Endereço das entradas digitais dos relés
Fonte: O Autor
Na aba “DO SIGNALS” estão as informações dos pontos de saídas digitais (coluna “NOMBRE DE SEÑAL”) de todos os equipamentos (coluna “ID EQUIPO”) e seus respectivos endereços (coluna “DIRECCIÓN SEÑAL”) mostrados na Figura 20.
Figura 20 – Endereço das saídas digitais dos relés
Fonte: ADAPTADO DE ELIOP
Figura 21 – Endereço das saídas digitais dos relés
Fonte: O Autor
Na aba “AI SIGNALS” está a informaçãodos pontos de entradas analógicas (coluna “NOMBRE DE SEÑAL”) de todos os equipamentos (coluna “ID EQUIPO”) e seus respectivos endereços (coluna “DIRECCIÓN SEÑAL”) mostrados na Figura 22 e sua conversão para a base de dados simplificada mostrada na Figura 23.
Figura 22 – Endereço das entradas analógicas dos relés
Fonte: ADAPTADO DE ELIOP
Figura 23 – Endereço das entradas analógicas dos relés
Fonte: O Autor
Informações Elitel 4000
É importante que os dados sejam organizados em uma planilha a partir da base de dados da Elitel 4000. Para a visualização do arquivo da base de pontos da Elitel 4000 deve-se primeiramente abrir a planilha “ExcelCNFN.xls” e na aba “Varios” pressionar o botão “Opciones”e selecionar a opção “Leer CNF” que faz a leitura do arquivo .CNF da SE, após selecionado o arquivo a macro preenche as informações da SE em outras abas da mesma planilha como mostrado na Figura 24.
Figura 24 – Base de dados Elitel 4000
Fonte: ADAPTADO DE ELIOP
Na aba “ENT_DIG” tem-se a coluna “NOMBRE” que contém a descrição dos pontos de entrada e saída digitais entre UTR e CCS (SCADA nível 3), na coluna “PARA 2” tem-se os valores que indicam se o ponto é sinalização ou comando (8011H para comandos e 0011H para sinalização), e na coluna “PARA 3” há os endereços dos pontos no formato Hexadecimal como mostra a Figura 25.
Figura 25 – Entradas digitais Elitel 4000
Fonte: ADAPTADO DE ELIOP
Da mesma forma, na aba “SAL_DIG” tem-se a coluna “NOMBRE” que contém a descrição dos pontos de saídas digitais (comandos) enviados do CCS a UTR. Na coluna “PARA 3” temos os endereços dos pontos no formato Hexadecimal assim como, na aba “ENT_ANAL” também temos a coluna “NOMBRE” que contém a descrição dos pontos de medidas analógicas enviadas pela UTR ao CCS (SCADA nível 3)e na coluna “PARA 3” temos os endereços dos pontos no formato Hexadecimal. Essas informações são utilizadas para a criação do canal de comunicação entre Elipse e Centro de controle sendo necessário converter o endereço em hexadecimal para decimal.
INÍCIO DE NOVO PROJETO ELIPSE POWER – ETAPA 5
O início do novo projeto de sistema de supervisão e controle da SE é baseado na plataforma Elipse Power, que fornece uma série de facilidades e ferramentas de desenvolvimentos o que permite um tempo de desenvolvimento reduzido para a área energética.
Na criação de um novo projeto, o Elipse Power já fornece as principais ferramentas pré-configuradas e separadas em pastas de forma intuitiva ao desenvolvimento, como ilustrado na Figura 26.
Figura 26 – Visão geral Elipse Power
Fonte: ADAPTADO DE ELIPSE
Em “Arquivos” temos as bibliotecas de objetos de imagens padrão que são utilizadas no desenho do diagrama unifilar da SE.
Em “Bibliotecas de Objetos” temos os “XObjects” e os “XControls” que são utilizados em telas de comandos gerais, as informações dessas telas são salvas nas bibliotecas dos “Arquivos” citado anteriormente.
Na pasta visualização (conforme Figura 27), temos “Viewer e Quadros” onde estão as configurações de visualização da tela no monitor do computador, configurações como tamanho da tela, preenchimento, e divisores de tela principal. Na pasta “Telas” é onde ficam as telas de sinóticos criadas pelo desenvolvedor e que serão mostradas no divisores de “Viewer e Quadros”. Temos também a opção de configurar relatório de eventos prontos para impressão, mas que não se aplicam a SE em questão. Na opção de recursos podem ser incluídas imagens para serem usadas em outras telas posteriormente.
Figura 27 – Divisor de quadros – Elipse
Fonte: ADAPTADO DE ELIPSE
Em “Objetos de Servidor” (Vide Figura 28) ficam as principais funcionalidades do Elipse Power e em “Power” estão as principais melhorias de recursos do Elipse Power em relação ao Elipse E3 mais comumente usado na indústria. Em “Power” Estão as pastas “Configuração” que contem “ConfiguracaoPower” que contem as abas de configuração de medidas Analógicas, Discretas, Comandos, Proteções, Tensões, Chaves/Disjuntores, Medidas (medidor de energia), e Modelador Elétrico (diagrama unifilar). As pastas de “Alimentadores” e “Linhas de Transmissão” não estão sendo utilizadas nesse projeto.
Figura 28 – Objetos do servidor Elipse
Fonte: ADAPTADO DE ELIPSE
Em “Drivers e OPC” (Vide Figura 29) temos os canais de comunicação entre supervisório, relés de proteção, UAC e CCS (nível 3). Em “Objetos de dados” foram criados para esse projeto duas pastas: uma pasta com variáveis voláteis (exemplo: estado de disjuntor de um banco de capacitor) e outra com dados que ficam retidos em memória mesmo em um eventual desligamento do computador (exemplo: valor máximo de tensão de operação dos bancos de capacitor).
Em banco de dados fica a configuração do banco de dados utilizado no projeto e em alarmes ficam as configurações de alarmes da SE. Segue na imagem abaixo a ilustração do que foi dito anteriormente:
Figura 29 – Drivers e Dados Elipse
Fonte: ADAPTADO DE ELIPSE
DESENHAR O UNIFILAR DA SE NO ELIPSE POWER – ETAPA 5
É necessário desenhar o unifilar da SE no modelador elétrico do Elipse Power, a própria ferramenta de CAD do Elipse já possui diversos componentes para representar a SE ficando a cargo do desenvolvedor somente conectar os componentes tal qual a realidade da SE como mostrado na Figura 30. Com o unifilar representado, geram-se os objetos de tela do unifilar e os objetos de dados para associações dos equipamentos, para isso, é necessário clicar com o botão direito em “ConfiguraçãoPower” e escolher a opção “importar objetos de dados” e “telas”. Após essa ação os objetos de dados estarão disponíveis em SE e o desenho unifilar será gerado na tela escolhida para tal.
Figura 30 – Unifilar SE CAT Elipse Power
Fonte: ADAPTADO DE ELIPSE
CRIAÇÃO DOS CANAIS DE COMUNICAÇÃO COM OS RELÉS – ETAPA 6
É necessário passar todos os pontos da base antiga para a nova base de dados incluindo novas tag’s no canal,seguindo como referência a tabela ANSI indicando a SE, equipamento e se é ponto de sinalização, medida ou comando. A Figura 31mostra como estão divididos os pontos de comunicação dos equipamentos do “CANAL 1”. Onde o P1/N1 é o endereço de comunicação do equipamento, o P2/N2 o tipo de ponto (comando, sinalização, medida, contador de energia), o P3/N3 é o resultado do function type+ information number* 256do ponto do relé e o P4/N4 é utilizado para funções especiais.
Figura 31 – Canal de comunicação IEC 103 Elipse
Fonte: ADAPTADO DE ELIPSE
Configuração do canal IEC 103:
Ao criar o canal IEC 103 é necessário configurar o canal de comunicação conforme sugere o manual do drive ou intuitivamente caso já se tenha conhecimento sobre o protocolo em questão. As Figura 32,Figura 33, e Figura 34 mostram a configuração geralmente adotada para o driver IEC 103 de uma SE com meio físico padrão para esse tipo de protocolo é utilizado o serial padrão RS232 nativo do computador, que faz papel de UTR e logo em seguida utilizado um conversor para RS485 para fazer a rede em paralelo com todos os equipamentos do canal. 
Figura 32 – Configuração de protocolo IEC 103Elipse
Fonte: ADAPTADO DE ELIPSE
Figura 33 – Configuração do meio físico do IEC 103 Elipse
Fonte: ADAPTADO DE ELIPSE
Figura 34 – Configuração da porta serial do canal IEC 103 Elipse
Fonte: ADAPTADO DE ELIPSE
CRIAR OS OBJETOS DE PROTEÇÃO, COMANDOS E MEDIDAS – ETAPA 7
Objetos de Proteção
É verificado na OAP quais proteções estão habilitadas para o respectivo equipamento e criado ou inserido esses pontos na pasta Protections de cada equipamento da SE. Em cada pasta Protections vem automaticamente a pasta Measuarements que contem outras duas chamadas “ModoProtecao” e “OperacaoProtecao”, nessa última, por definição, vem somente com o campo Operator que não será utilizado, então deve-se inserir o campo Scada e inserir um alarme discreto ou digital clicando com botão direito do mouse na pasta “OperacaoProtecao” e “inserir”. Clicando com o botão direito no alarme criadoe na opção “propriedades” podemos configura de forma simples a mensagem que aparece na tela de alarmes e eventos do Elipse. Feito isso basta associar o alarme desejado a seu respectivo ponto no canal IEC 103 do equipamento. É mostrado na Figura 35, em objetos de dados da SE, as opções criadas para as proteções do 12N1.
Figura 35 – Proteções do 12N1 da SE CAT
Fonte: O Autor
Objetos de medidas discretas
Foram observadas nas telas do sistema antigo quais sinalizações estão habilitadas nos equipamentos da SE e na pasta Measurements foi inserido um novo ponto de medida discreta e adicionado um novo alarme para os respectivos equipamentos, análogo a secção anterior (Objetos de proteções). É mostrado na Figura 36, em objetos de dados da SE, as opções criadas para as sinalizações do 12N1.
Figura 36 – Medidas discretas 12N1 SE CAT
Fonte: O Autor
Objetos de Comando
A quantidade de comandos de um equipamento pode ser verificada através dos pontos de comando do relé que existem no canal IEC 103 criado. Existem basicamente dois tipos de comando nesse protocolo, comando simples e comando duplo. O comando simples é composto de um endereço que pode receber o valor 1 ou 2 e o comando duplo é composto de dois endereços que cada um só recebe o valor 2, geralmente usados somente para pontos críticos, como abertura e fechamento de disjuntor. É mostrado na Figura 37 as configurações dos comandos de abertura e fechamento do 12N1.
Figura 37 – Comandos 12N1 SE CAT
Fonte: O Autor
CRIAÇÃO DAS TELAS – ETAPA 8
Tela de medidas
Com base nas telas de medidas do sistema antigo, deve ser criada uma tela com as medidas de cada equipamento da SE, criando uma segunda tela caso uma só não comporte todas as informações. 
Em cada quadro tem uma propriedade chamada “Value” que pode ser diretamente associado o valor de medida no canal de comunicação do relé. A nova tela de Medidas na SE segue o seguinte padrão conforma ilustrado a Figura 38.
Figura 38 – Tela de Medidas (69kV) - Elipse
Fonte: O Autor
Tela de Proteções
Com base nas telas de proteções do sistema antigo, deve ser criada uma tela com as proteções de cada equipamento da SE, criando uma segunda tela caso uma só não comporte todas as informações.
Em cada botão deve ser associado na propriedade “Caption” o estado atual da proteção (exemplo: bloqueado ou desbloqueado) e na função “on click” do mesmo botão a chamada da tela geral de comando da proteção selecionada, que envia o comando solicitado ao relé de proteção (exemplo: bloqueio de neutro). A nova tela de Proteções da SE segue o seguinte padrão conforma ilustrado na Figura 39.
Figura 39 – Tela de Proteções (69kV) - Elipse
Fonte: O Autor
Tela de Eventos
A tela de eventos tem a função de armazenar o histórico de alarmes que ocorrem na SE, o que vem a ser muito útil na análise de ocorrências para determinar o motivo da atuação. Para criar uma tela de eventos no Elipse basta inserir uma nova tela, escolher o tamanho de quadro central (principal) inserir o “E3Browser” na mesma tela, e fazer o link com o banco de dados. O banco de dados escolhido foi o Acess por motivos de facilidades na hora da instalação não sendo necessários outros softwares de servidores locais e etc. O banco de dados deve ser criado no disco “C:\” mantendo o padrão de outras SEs como mostrado na Figura 40.
Figura 40 – Banco de Dados - Elipse
Fonte: O Autor
Depois de criado o banco de dados é necessário, na opção “Alarmes” inserir um “servidor de alarmes” e com o botão direito do mouse seleciona-se “propriedades”, e lá deve ser marcado a opção “Guarde alarmes no banco de dados” e escolhido o banco de dados a ser direcionada as informações de alarme como ilustra a Figura 41.
Figura 41 – Servidor de Alarmes - Elipse
Fonte: O Autor
Após a configuração do banco de dados e do servidor de alarmes, clicando com botão direto na nova tela de eventos, criamos uma nova consulta e configuramos o mesmo banco de dados selecionado em servidor de alarmes para que as tabelas de informações de alarmes fiquem disponíveis para o quadro de eventos. Na Figura 42 são ilustradas as principais informações de alarmes mostradas na tela de eventos da SE CAT.
Figura 42 – Tela de Eventos - Elipse
Fonte: O Autor
Tela de Alarmes de Rodapé
Para a criação dos alarmes de roda pé foi inserido uma nova tela e escolhido o tamanho inferior do quadro e nessa tela inserido o “E3Alarm” e feito o link com o banco de dados, e automaticamente os alarmes já aparecem na tela quando houver uma atuação, como mostrados na Figura 43.
Figura 43 – Tela de Alarmes de rodapé
Fonte: O Autor
Tela de Arquitetura de rede
Foi criada uma nova tela para representar a topologia da rede de comunicação da SE CAT, como mostrada na Figura 44, com todos os equipamentos identificados com um ‘x’ quando houver falha de comunicação, para isso é necessário fazer uma lógica para analisar a qualidade do ponto recebido de cada equipamento, no Elipse, qualquer ponto com falha de comunicação fica com qualidade abaixo de 192, logo a lógica faz com que o ‘x’ fique visível sempre que a qualidade for menor que 192. (Exemplo: Visível sempre que CAT12N152.Quality < 192)
Figura 44 – Tela de Arquitetura - Elipse
Fonte: O Autor
Tela da Função 90
Foi criada uma nova tela para configurar os parâmetros da função 90, como é exibido na Figura 45, que é a função que regula a tensão da SE com comandos de entrada ou saída dos bancos de capacitores. A tela de parametrização deve ser feita de forma mais intuitiva possível ao operador, de forma que mesmo sem conhecer o sistema, seja possível parametrizar a função apenas com a OAR em mãos. A OAR da SE CAT deve conter os seguintes campos: Tipo de função (Se utiliza como referência para regulação tensão do barramento ou potência reativa), Tipo de barra (se a barra é aberta ou fechada, no caso a SE CAT possui dois transformadores que podem estar com barramento interligado, ou seja, em paralelo ou podem estar desconectados possuindo assim duas tensões distintas, sendo necessário separar as referências de cada banco), Número máximo de operações (Número máximo de operações em uma janela de tempo definida), Tempo para número máximo de operações (Tempo que define a janela para o número máximo de operações), Tempo de conexão (Tempo que o banco aguarda para conectar-se ao barramento após permanência na faixa de tensão de entrada), Tempo de desconexão (Tempo que o banco aguarda para desconectar-se do barramento após permanência na faixa de tensão de saída), Tempo de espera (Tempo em que o banco fica inoperante após a operação de desconexão por questões de conservação do elemento capacitivo), Tensão máxima permitida (Tensão em que se atingida todos os bancos saem instantaneamente), Tensão mínima permitida (Tensão em que a operação de bancos bloqueia a função 90).
No campo de seleção dos bancos podemos escolher entre 11H1, 11H2 e 11H3 todos com os mesmos campos de configuração que são: Tensão de entrada dos bancos (kV) que é a tensão para a qual o a função comanda fechamento do disjuntor desse elemento a fim de regular a tensão; Tensão de saída dos bancos (kV) que é a tensão para a qual o a função comanda a abertura do disjuntor desse elemento a fim de regular a tensão; As Potências de entrada e saída (kVAr) funcionam analogamente as tensões; O barramento do banco descrimina em que barramento está conectado o banco selecionado influenciando na tensão de referência caso esteja configurado em barra aberta. A imagem abaixo ilustra com clareza as funcionalidades existentes na aplicação.
Figura 45 – Tela da Função 90
Fonte: O Autor
Telas de comando
Os comandos criados em objetos de comandos na Seção 3.8.3 geram na tela do unifilar do Elipse um menu automático, quando clicado em cima do equipamento, com todas as opções criadas para aquele dispositivo conforme mostrado na Figura 46.
Figura 46 – Menu de comando Elipse Power
Fonte: O Autor
Na SE CAT além dos menus de comandos foram criadas