Testes de aceitação - O Setor Elétrico

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Testes de aceitação, comissionamento e manutenção 
em sistemas de proteção e automação 
O Setor Elétrico - Edição 98 - Março de 2014 
Artigo: Proteção 
Por Pablo Humeres Flores, Álvaro Tadeu de Araújo Pereira, Paulo Roberto Assumpção de Souza, Kleber 
Arrabal, Carlos Alberto Miranda Aviz, Mário Roberto Bastos, Luiz Vinícius Sequinel Puppi* 
Uma apresentação das práticas, sob o ponto de vista das empresas de energia elétrica, com relação aos 
procedimentos de testes nos diversos estágios da implantação dos sistemas de proteção e automação. 
A evolução tecnológica da última década migrou definitivamente os sistemas de proteção e controle para o 
mundo digital. Os dispositivos passaram a serem “caixas” com softwares dedicados às suas funções: medição, 
controle e proteção. E o futuro aponta para uma realidade em que as próprias caixas deverão desaparecer, 
ficando um ambiente altamente virtualizado. O cenário de uma supervisão de sinais cablada, baseada em fios 
elétricos, foi sendo substituído pela aquisição de sinais virtuais numa infraestrutura de rede. As novas 
tecnologias do barramento de processo farão desaparecer definitivamente o que ainda permanece. 
A aplicação da norma IEC-61850 tem sido a principal promotora destas mudanças, procurando facilitar a 
interoperabilidade de sistemas, a padronização de nomenclaturas, a definição da infraestrutura de rede, a 
sincronização de tempo, e a comunicação local e remota de instalações. 
Obviamente que esta mudança tecnológica alterou também a maneira como se faz o projeto, 
comissionamento, operação e manutenção das instalações. Tornou-se necessário desenvolver novos 
conhecimentos, novas ferramentas e novos procedimentos, alterando inclusive a organização empresarial. No 
Brasil, o grande crescimento das instalações do sistema de potência tem trazido junto uma enorme quantidade 
de novidades tecnológicas, com seus benefícios e dificuldades. As empresas ficam pressionadas por custos, 
prazos e qualidade, gerando grandes desafios para suas equipes de engenharia nas diversas áreas. 
Etapas do processo 
O processo de implantação dos sistemas de proteção e controle implica numa série de etapas que envolvem os 
fornecedores, empresas de integração e cliente final (empresas de energia elétrica). As etapas de implantação 
dependem das definições de cada empresa, em cada lugar do mundo. No Brasil as empresas acompanham 
direta ou indiretamente todas as etapas. 
Somente a etapa inicial, do próprio desenvolvimento do produto, incluindo desenvolvimento, testes de 
sistema e construção de protótipos, é desenvolvida pelos fabricantes. As empresas exigem os relatórios de 
ensaio de tipo e o atendimento a todas as normas internacionais relativas. A Figura 1 apresenta as etapas 
necessárias para implantação de um sistema de proteção e automação. 
 
Figura 1 - Engenharia de processo. 
As empresas de energia elétrica no Brasil têm como prática o acompanhamento de um processo completo de 
validação, sendo acompanhado direta ou indiretamente. Em geral, as etapas envolvidas são: 
- Testes de conformidade (incluindo testes de interoperabilidade); 
- Testes de qualificação ou de homologação; 
- Testes de Aceitação de Fábrica (TAF) – incluindo testes de interoperabilidade; 
- Comissionamento ou Testes de Aceitação de Campo (TAC); 
- Testes de manutenção. 
Cada uma delas envolve diferentes equipes, conforme pode ser observado na Figura 2. 
 
Figura 2 – Definições do processo. 
Podemos observar na Figura 2 que existem diferentes maneiras de determinar as responsabilidades das 
equipes dos diferentes agentes envolvidos: fornecedores, integradores e clientes. Nas empresas de energia 
elétrica no Brasil, o comum é que as suas próprias equipes de engenharia se envolvam no processo. 
Normalmente os serviços de execução são de responsabilidade do fornecedor, que algumas vezes utiliza 
empresas integradoras. 
Na Figura 2, também devemos destacar a importância de sempre focar com relação aos objetivos dos testes. 
Como são definidos, quem os define, quem valida os procedimentos, quem executa, como são documentados e 
quem valida os resultados. 
Testes de conformidade 
Os testes de conformidade, que garantem o funcionamento correto das unidades de proteção e controle, são 
desenvolvidos pelos fabricantes e estão fortemente associados ao desenvolvimento do produto, tanto no 
hardware quanto nos softwares aplicativos. Os requisitos básicos estão solidamente definidos em normas 
internacionais que garantem funcionamento e processo de fabricação adequado. Desta forma se garante que o 
IED (Intelligent Electronic Device) funciona de acordo com sua especificação funcional, comunicação e que o 
processo fabril produz unidades com a mesma confiabilidade de acordo com os requisitos relativos a meio 
ambiente. 
Nesta etapa também são realizados testes de interoperabilidade, considerando as definições do produto. Os 
ensaios podem ser realizados por um fabricante ou por uma autoridade independente que certificam os 
resultados dos testes. Estes testes são pré-requisito exigido pelas empresas de energia na aceitação dos 
sistemas de proteção e automação. 
Testes de homologação 
Os testes de homologação definem requisitos que são específicos de cada cliente de acordo com os níveis de 
confiabilidade e as aplicações por ele realizadas. A homologação está associada às funcionalidades, 
interoperabilidade, desempenho. No Brasil, a homologação ocorre em termos de cada componente: IEDs e dos 
sistemas completos. Quem define os critérios e mantém sua atualização são as áreas de engenharia (projeto) 
das empresas. São aplicados testes de desempenho estáticos e dinâmicos, incluindo a infraestrutura de 
comunicação local e o sistema de supervisão: alarmes, sinalizações e comandos. 
A execução destes testes considera: versão de firmware, modelo do IED, arquitetura, protocolos, configuração 
aplicada nos IEDs e desabilitação de funções não aplicadas. Inclui também o sistema de supervisão e controle, 
a interface humano-máquina IHM e toda a infraestrutura associada de plataforma computacional e de 
comunicação da rede. 
Nestas atividades as empresas utilizam frequentemente centros de pesquisa e empresas de consultoria 
dedicadas a homologar produtos e sistemas, que possuem ambiente dedicado e preparado para isso. Nos testes 
que envolvem a solução completa são utilizadas plataformas no próprio fornecedor que precisa aplicar roteiro 
de testes específico definido pelo cliente. 
A grande dificuldade da validação destes testes são as alterações posteriores, principalmente com relação a 
novas versões de firmware, gerando risco de efeitos colaterais. As empresas acabam aceitando novas versões 
para atender a problemas detectados nas fases posteriores de testes de aceitação em fábrica, em campo ou 
mesmo após a energização, sem submeter novamente os sistemas à mesma quantidade de testes inicialmente 
realizados. Outra dificuldade importante está associada à vida útil dos IEDs, considerando principalmente o 
MTTR (Mean Time Between Failures), que normalmente na especificação técnica do produto é alto, mas 
algumas vezes apresenta índices muito inferiores quando colocado em operação. Normalmente não são 
realizados testes específicos relacionados a este aspecto. 
Testes de aceitação de fábrica (TAF) 
Testes de Aceitação de Fábrica (TAF) são baseados na aplicação de projeto do cliente. São testes realizados 
pelo fabricante e aprovados por ele dentro de um plano de inspeção anteriormente definido. Antes de realizá-
los, toda a fiação interligando os diferentes painéis e dispositivos devem ser conectados. São testadas todas as 
funções especificadas e verificado o desempenho do sistema sob os diferentes cenários incluídos na 
especificação do cliente, devendo ser testados e comparados com referências. 
Antes de iniciar os testes são realizadas as seguintes verificações: 
- Todos os equipamentos estão instalados corretamenteno painel; 
- Painel e fiação conforme projeto detalhado incluindo terminais; 
- Orientação de polaridade, aterramento, etc.; 
- Controle da qualidade – tipos de cabos, terminais, verificações de curto-circuito, isolamento; 
- Equipamentos com identificação correta; 
- Modelo de relé, incluindo firmware, número de série, etc.; 
- Tensão de testes, aterramento e isolamento executado; 
- Documentação associada ao projeto e a todas as atividades relacionadas ao teste. 
Durante os testes devem ser observadas todas as interfaces: 
- Entradas analógicas: verifica-se a precisão e transdução adequadas (banda morta, magnitude e deslocamento 
de fase para todas as entradas); 
- Entradas binárias: as funções associadas com as entradas digitais operam; 
- Saídas binárias: funções internas são corretamente associadas às saídas binárias; 
- Interface Humano-Máquina (IHM): verificados, quando disponíveis, todos os objetos, comportamentos, 
alarmes, descrições, telas, etc.; 
- Interfaces de comunicação: todas as portas de comunicação devem ser verificadas. 
Os testes funcionais utilizam uma biblioteca constituída por uma série de rotinas de teste, desenvolvidas 
especificamente para o relé e do seu local de aplicação, bem como o sistema integrado. Os resultados dos 
testes serão sujeitos a tolerâncias e critérios de desempenho. São avaliadas as características de operação, 
tempo, funções específicas (religamento, bloqueios, controle de disjuntor) e as diversas funções 
implementadas: teleproteção, oscilografia, controle de freqüência, de potência reativa, de automatismos, 
intertravamentos, etc. 
Todos os itens do sistema devem ter uma lista de verificação associada para ser preenchida durante os testes 
detalhando os números de série dos equipamentos, modelos, classificações, versão do firmware, versão do 
software e resultados. Como o sistema é testado no seu conjunto, também se inclui a interopabilidade dos 
IEDs e do IHM dentro dos protocolos e funcionalidades aplicados na solução. 
Atualmente, com a utilização de softwares que configuram o sistema como um todo, parte da dificuldade é 
realizar testes simultâneos dos diversos sistemas para agilizar prazos, já que as ferramentas normalmente não 
incluem flexibilidade para alteração simultânea e posterior junção. 
Esta etapa do processo de implantação é chave, e sua realização adequada e com qualidade determinará as 
dificuldades no comissionamento e na posterior fase operacional. 
Comissionamento ou Testes de Aceitação de Campo (TAC) 
Os Testes de Aceitação de Campo (TAC) são realizados em conjunto pelo fornecedor e o cliente durante a 
implantação do sistema em campo, considerando já estar ligado ao ambiente da planta elétrica, de maneira a 
confirmar sua correta instalação e seu perfeito funcionamento. 
Requisitos para iniciar: 
- Todos os equipamentos primários foram instalados, ligados e testados; 
- A casa de controle está preparada para receber um sistema de proteção e automação; 
- Os equipamentos de rede local de comunicação estão instalados, ligados e testados; 
- Todos os IEDs e outros equipamentos que fazem parte do sistema estão instalados e conectados; 
- O scada local (IHM, gateways, servidores, equipamentos de GPS, etc.), com as respectivas bases de dados e 
telas de operação, está instalado e configurado, conectado e preliminarmente testado; 
- Toda a documentação está disponível na instalação; 
- Todo o software de configuração e licenças estão disponíveis para o cliente no local; 
- Equipamento adequado de ensaio, bem como um computador de teste, com as ferramentas de engenharia 
requeridos, está disponível no local. 
Considerando-se que o teste do sistema foi realizado com sucesso durante o TAF, o TAC deveria ser muito mais 
simples. Os testes de comissionamento são testes funcionais para garantir que o sistema se comporta 
conforme especificado. Eles são realizados pelo cliente em toda a cadeia funcional incluindo equipamentos de 
pátio. O desempenho desejado do sistema é avaliado pelo tempo de resposta entre IED, entre IED e IHM. A 
última parte dos testes de comissionamento deve ser feita durante a energização por meio da realização de 
verificações de carga. 
Uma dificuldade enfrentada pelas empresas ocorre quando estamos lidando com ampliações de subestações. 
Neste caso, podemos ter sistemas legados com soluções tecnológicas de gerações diferentes. Quando isso 
ocorre devem estar muito bem definidas as interfaces e soluções a aplicar. Provavelmente nada foi testado 
em fábrica, pela dificuldade de simulação, por isso as equipes devem aprofundar testes e ter domínio 
tecnológico sobre a instalação existente. 
Também é um desafio quando problemas não identificados anteriormente aparecem nesta fase, criando 
soluções de contorno ou temporárias, o que significará novos testes futuros, mas agora numa subestação 
energizada, com todas as dificuldades que isso significa, inclusive nos índices de disponibilidade. 
Testes de manutenção 
Para os sistemas em operação, os procedimentos de acompanhamento são efetuados tanto para 
monitoramento de desempenho como para análise de ocorrências. A primeira origem de informação é o 
sistema de supervisão e controle (scada). Os registros de oscilografia e dos reles de proteção são consultados 
especialmente e ocorrências associadas ao sistema de potência. Consulta a unidades terminais remotas 
ocorrem mais especificamente quando anormalidades apontam para origem neste tipo de equipamento. 
As informações são recolhidas remotamente, dentro dos recursos de infraestrutura que cada empresa possui. 
Eventualmente são colhidos dados localmente numa investigação específica de problemas, ou numa falha do 
acesso remoto. Todos os IEDs e elementos do sistema de supervisão, proteção e automação devem estar 
sincronizados via GPS. 
No caso de atuações incorretas ou inesperadas da proteção causando desligamento, ou de religamentos 
indevidos, são sempre analisados os dados de oscilografia, os registros de alarmes e arquivos Comtrade. Em 
alguns casos são feitos testes em bancada posteriormente para análise. Após esta análise, podem ser alterados 
parâmetros do relé, normalmente na própria instalação, e eventualmente de forma remota. 
Quando da alterações de parâmetros são realizados testes para confirmar a funcionalidade da alteração 
realizada. Em algumas ocasiões são apenas confirmadas as mudanças de configuração. Dependendo porém da 
origem do problema pode ser testado todo o IED e seus esquemas de proteção. Quando é feita uma mudança 
de hardware ou de versão de firmware são testados o IED e os esquemas de proteção associados. 
Testes considerado IEC 61850 
A aplicação da norma IEC 61850 nos sistemas de proteção e automação tem grande impacto com relação aos 
procedimentos e facilidades. As malas de testes já contém recursos para facilitar testes padronizados e 
simulação de sinais. As principais vantagens do uso de bibliotecas de modelos de teste da caixa com protocolos 
baseados em IEC 61850 são: 
- Exaustividade dos testes em diferentes cenários; 
- Reprodutividade dos testes; 
- Economia de tempo; 
- A produção automática do relatório de testes; 
- Diminuição do tempo de formação dos ensaios. 
Por outro lado, precisamos melhorar as ferramentas e monitoramento de toda a infraestrutura de 
comunicação, para aferir melhor o desempenho e a verificação de mensagens do tipo Goose,Report/MMS e SV. 
Com a entrada do barramento de processo e das merging units ficará ainda mais vantajoso realizar testes em 
ambiente simulado de maneira mais completa. 
Para as equipes de manutenção, a aplicação de recursos de teste simulado em tempo real sem a necessidade 
de isolamentos será de grande ganho em eficiência, confiabilidade e custos. Para este fim, a IEC 61850 prevê 
o uso em tempo real, de bits de testes e seleção de comportamento relativo a mensagens entre os IEDs. 
Conclusão 
O trabalho apresenta os procedimentos adotadospelas empresas de energia elétrica nas diversas etapas de 
implantação dos sistemas de proteção e automação. Destaca a importância de uma sistematização de 
procedimentos e da necessidade de mudanças acompanhando as novas tecnologias, especialmente 
considerando a aplicação da norma IEC 61850. 
As empresas encontram dificuldades em sistematizar seus procedimentos e na execução dos testes, 
principalmente, pela deficiência de ferramentas adequadas de testes, pouca qualificação das equipes, 
constantes mudanças tecnológicas e documentação deficiente. 
A complexidade dos sistemas exige novas estratégias e novos procedimentos. As novas tecnologias devem ser 
aliadas na busca de eficiência econômica, assim como garantir maior segurança e qualidade dos sistemas de 
proteção e automação. 
Referências 
FLORES, Pablo H.; ANDRADE, Luís F. B.; SARTOR FILHO, Alceu; TOMITCH, Vladimir. Experiência da Eletrosul na 
implantação de um centro de telecontrole de subestações de transmissão. XV Seminário Nacional de Produção 
e Transmissão de Energia Elétrica – SNPTEE, 1999. 
PAULINO, Marcelo P. Aspectos da Implantação e validação de sistemas baseados na IEC61850.Simpósio 
Brasileiro de Sistemas Elétricos – SBSE, 2008. 
IEC 61850 Communication Networks and Systems in Substations. 
CIGRÉ Guides – B5-06 Maintenance Strategies for Digital Substation Automation Systems. 
CIGRÉ Guides – B5-32 Functional Testing of IEC61850 Based Systems. 
PEREIRA, Álvaro T. A.; FERREIRA, Joenildo C.; TAVARES, Temostenes N. Lessons Learned from the use of IEC 
61850 in Substation Automation Systems. PAC World Magazine, dez. 2012. 
STEVENS, Ian. Testing philosophy–The Numerical relays perspective. PAC WorldMagazine papers, winter 2009. 
 
*Pablo Humeres Flores é engenheiro eletricista, com mestrado em Sistemas de Potência. Desde 1996, atua nas 
áreas de projeto, manutenção e desenvolvimento de sistemas digitais de supervisão e controle de subestações 
e centros de telecontrole. 
Álvaro Tadeu de Araújo Pereira é engenheiro eletricista e trabalha na Companhia Hidro Elétrica do São 
Francisco (Chesf) desde 1984. 
Carlos Alberto de Miranda Aviz é engenheiro eletricista, atuando, desde 1979, na Eletronorte nas áreas de 
operação e manutenção de sistemas de controle e proteção de subestações, usinas térmicas e hidrelétricas. 
Mário Roberto Bastos é engenheiro eletricista, com ênfase em Eletrônica. Trabalha, desde maio de 1994, na 
especificação técnica, desenvolvimento, implantação e manutenção dos Sistemas de Supervisão e Controle da 
CTEEP. 
Paulo Roberto Assumpção de Souza é analisa de sistemas, com especialização em Gerência de Redes de 
Computadores. Desde 1984, trabalha em Furnas Centrais Elétricas.