TCC - Unip - corrigido (1)

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UNIP – UNIVERSIDADE PAULISTA 
ICET – Instituto de Ciências Exatas e Tecnologia 
Curso de Engenharia elétrica 
 
 
DONISETE OLIVEIRA DA SILVA 
LUCAS SILVA DOS SANTOS 
LUIZ PAULO LUCAS 
 
APRESENTAÇÃO DE TECNOLOGIAS EM SUBESTAÇÕES 
DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Brasília-DF 
2018 
 
 
 
 
UNIP – UNIVERSIDADE PAULISTA 
ICET – Instituto de Ciências Exatas e Tecnologia 
Curso de Engenharia elétrica 
 
 
DONISETE OLIVEIRA DA SILVA 
LUCAS SILVA DOS SANTOS 
LUIZ PAULO LUCAS 
 
APRESENTAÇÃO DE TECNOLOGIAS EM SUBESTAÇÕES 
DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
Trabalho de conclusão de curso apresentado à 
universidade paulista UNIP, como requisito parcial 
para a obtenção do título de graduação em 
Engenharia Elétrica. 
Orientador: José Everardo 
 Co-orientador: Nívia Naves Garcia 
 
 
 
 
 
 
Brasília-DF 
2018 
 
 
 
 
 
 
APRESENTAÇÃO DE TECNOLOGIAS EM SUBESTAÇÕES 
DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
Trabalho de conclusão de curso apresentado à 
universidade paulista UNIP, como requisito parcial 
para a obtenção do título de graduação em 
Engenharia Elétrica. 
 
 
Aprovado em: ___/___/____ 
 
 
 
BANCA EXAMINADORA 
 
______________________________ ___/___/____ 
Prof.º José Everardo 
Universidade Paulista – UNIP 
 
 
______________________________ ___/___/____ 
Prof.º Nívia Naves Garcia 
Universidade Paulista – UNIP 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Dedicamos este trabalho as nossas 
famílias e amigos, que fazem parte da 
nossa caminhada. Gloria a Deus 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMENTOS 
Agradecemos primeiramente a Deus por nos dar saúde e força para 
vencermos essa batalha, agradecemos aos nossos familiares e amigos, que sempre 
nos apoiaram em todas as situações, estando conosco em todos os momentos, e a 
esta Universidade, aos professores que sempre se emprenharam em nos passar o 
conhecimento e mesmo com as dificuldades nos deram o suporte necessário para 
realizar este trabalho, a direção e a coordenação que contribuíram de forma efetiva 
para nossa formação, e a todos que participaram de forma direta ou indireta dessa 
formação. 
 
 
 
RESUMO 
 
O intuito deste trabalho é mostrar as novas tecnologias em sistemas de 
distribuição de energia elétrica, que merece ter um estudo mais aprofundado, pois é 
muito importante para o avanço da área de distribuição de energia. Para isso o 
trabalho se propõe a demonstrar a necessidade de sistemas de automação em 
ambientes críticos, como é o caso das subestações de potência, a eletricidade é 
necessária nesses ambientes, porém é muito perigosa, então é fundamental que se 
tenha o menor contato possível com os equipamentos envolvidos. Relata também 
quais são os dispositivos utilizados, os protocolos de comunicação empregados e o 
quanto eles são necessários para que haja confiança, efetividade e segurança nos 
diversos serviços realizados por meio da eletricidade, seja realizando manobras em 
redes de distribuição ou manutenções em subestações de potência. Os dispositivos 
inseridos em um sistema de automação substituem seres humanos perante 
máquinas e equipamentos, pois manipulam e absorvem dados agilizando processos. 
Devido à alta tensão nesses ambientes os operadores e pessoas correm riscos de 
choques elétricos, explosões e exposição a arcos elétricos, sendo necessário o uso 
destes dispositivos. O estudo busca exibir quais são as vantagens em se 
automatizar subestações enfatizando a segurança, melhorando os sistemas por 
meio do uso das redes inteligentes. Baseado em livros e normas relacionados a este 
tema o estudo busca ainda servir como base para pessoas que desconhecem este 
tipo de automação, e necessitem de auxílio. Contudo, este trabalho trata de 
conceituar os elementos necessários para se automatizar subestações, e expor 
como são usados nesses ambientes para facilitar e otimizar processos, 
demonstrando sua importância para os sistemas elétricos que estão sempre em 
constante desenvolvimento necessitando de aprimoramentos. 
Palavras-chave: Automação; Subestação; Relés; Redes Inteligentes. 
 
 
 
ABSTRACT 
 
The purpose of this work is to show the new technologies in electricity 
distribution systems, which deserves to have a more in-depth study, as it is very 
important for the advancement of the area of energy distribution. For this purpose, 
the work proposes to demonstrate the need for automation systems in critical 
environments, as is the case of power substations, electricity is needed in these 
environments, but it is very dangerous, so it is fundamental to have as little contact as 
possible with the equipment involved. It also reports on the devices used, the 
communication protocols used and how much they are needed to ensure reliability, 
effectiveness and safety in the various services performed through electricity, 
whether performing maneuvers in distribution networks or maintenance in power 
substations. Devices inserted in an automation system replace human beings with 
machines and equipment, as they manipulate and absorb data streamlining 
processes. Due to the high voltage in these environments, operators and people are 
at risk of electric shocks, explosions and exposure to electric arcs, making if 
necessary the use of these devices. The study seeks to demonstrate the advantages 
of automating substations by emphasizing safety by improving systems using smart 
grids. Based on books and standards related to this theme, the study also seeks to 
serve as a basis for people who are unaware of this type of automation and need 
help. However, this work tries to conceptualize the elements necessary to automate 
substations, and to expose how they are used in these environments to facilitate and 
optimize processes, demonstrating their importance for the electrical systems that are 
always in constant development needing improvements. 
Key words: Automation; Substation; Relays; Smart Grid. 
 
 
 
 
LISTA DE ILUSTRAÇÕES 
 
Figura 1 – Geração, transmissão e distribuição 15 
 Figura 2 – Estrutura do CLP 19 
Figura 3 – Ligação de um transdutor 25 
Figura 4 – Arquitetura distribuída 27 
Figura 5 – relés sepam, Série 20,40 e 80 30 
Figura 6 – Reconfiguração automática Pós falta 33 
Figura 7 – Blocos de pesquisa 36 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
 
Tabela 1 – Exemplos de redes de comunicação SCADA 21 
Tabela 2 – Exemplo de estrutura de hierarquia Scada 22 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS 
 
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas 
NBR Norma Brasileira 
CLP Controlador Lógico Programável 
IHM Interface Homem Máquina 
IED Dispositivo Eletrônico Inteligente 
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica 
IEC Comissão Eletrotécnica Internacional 
CEPEL Centros de Pesquisa de Energia Elétrica 
RI Redes Inteligentes 
CEMIG Companhia Energética de Minas GeraisSAGE Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia 
SCADA Sistemas de Supervisão e Aquisição de Dados 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................................. 12 
1.1. Problema de pesquisa ..................................................................................................... 13 
1.2. Objetivos do trabalho ....................................................................................................... 13 
1.2.1. Objetivo Geral............................................................................................................. 13 
1.2.2. Objetivos Específicos .............................................................................................. 13 
2. AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES ........................................................................................ 14 
2.1. DISPOSITIVOS UTILIZADOS ........................................................................................... 17 
2.2. EQUIPAMENTOS DO SISTEMA LÓGICO ..................................................................... 17 
2.2.1. Unidade de Aquisição de Dados ........................................................................... 17 
2.2.2. Unidade de Aquisição de Dados e Controle ...................................................... 18 
2.2.3. Controladores Lógicos Programáveis ................................................................. 18 
2.2.4. IHM ................................................................................................................................ 20 
2.2.5. SCADA .......................................................................................................................... 20 
2.3. PROTOCOLOS DE COMUNICAÇÃO.............................................................................. 22 
2.4. EQUIPAMENTOS DO SISTEMA FÍSICO........................................................................ 23 
2.5. RELÉS DE PROTEÇÃO ..................................................................................................... 25 
3. NORMAS NECESSÁRIAS EM SUBESTAÇÕES AUTOMATIZADAS ................................ 28 
3.1. NORMA IEC 61850 ............................................................................................................. 28 
3.2. NBR 14039 ........................................................................................................................... 30 
4. UTILIZANDO SISTEMAS INTELIGENTES EM SUBESTAÇÕES AUTOMATIZADAS .... 32 
4.1. SMART GRID ....................................................................................................................... 32 
4.2. IEDS ...................................................................................................................................... 32 
4.3. CENÁRIO BRASILEIRO ..................................................................................................... 34 
4.4. PROGRAMA BRASILEIRO DE REDES INTELIGENTES ............................................ 36 
5. CONCLUSÃO .............................................................................................................................. 39 
REFERÊNCIAS ................................................................................................................................... 40 
 
 
 
 
 
12 
 
1. INTRODUÇÃO 
Com o objetivo de melhorar o processo industrial foi criada a automação, que 
é muito importante nos dias de hoje e é usada em vários segmentos na indústria e 
nos domicílios para comodidade das pessoas, ela melhora os sistemas elétricos e se 
faz eficiente em muitas situações, reduzindo tempo e desperdício de recursos. 
A introdução de tecnologias em subestações pela automação é uma das 
consequências deste processo, ela foi tratada neste trabalho a fim de envolver os 
parâmetros necessários para sua efetivação na prática, demonstrando quais os 
equipamentos e dispositivos que são usados no processo, detalhando o seu 
funcionamento e relatando sobre redes de comunicação que são comumente 
usadas, bem como a interface homem máquina que é usada em processos já 
existentes, o trabalho também propôs quais são os métodos aplicados e sua 
importância para a sociedade e para as pessoas que trabalham diretamente em 
ambientes críticos como subestações, como forma de conhecimento e aplicação na 
prática. 
O aspecto da segurança em serviços e operações que são realizados em 
subestações também é tratado, o uso dos sistemas de automação se tornou 
necessário auxiliando operadores, dando mais segurança e confiabilidade a todas as 
pessoas que lidam com manobras e manutenções em subestações. 
A evolução da automação se tornou clara com a substituição do homem por 
máquinas que desenvolvem as suas tarefas cada vez mais rápido e eficiente, a 
eletrônica com a digitalização, uso de CLP’s (controladores lógicos programáveis) e 
os elementos físicos como relés digitais, válvulas e atuadores, agilizaram este 
processo, as soluções empregadas nas subestações de potência são baseadas 
nessa evolução como a supervisão e comandos a distância, que tornou as 
operações mais simplificadas e seguras. 
Dentre os dispositivos mais importantes de um sistema de automação de 
subestação de potência, destacam-se os relés de proteção, este trabalho destacou o 
seu uso como um elemento englobado nos IEDs, que são sistemas inteligentes. 
Buscou se por meio de obras literárias e artigos, obter informações relevantes para 
auxiliar nas fases de um projeto de sistemas de automação de redes de distribuição, 
especificamente uma subestação. 
13 
1.1. Problema de pesquisa 
No contexto mais amplo a automação acontece em vários níveis e em muitos 
setores, e é de grande importância para a comodidade das pessoas, atualmente 
existem muitos mecanismos e equipamentos para proteção, porém, devido à 
elevada tensão em subestações, as pessoas envolvidas neste meio estão em 
constante perigo. Neste sentido, qual a importância de se automatizar subestações e 
quais os meios necessários? 
 
1.2. Objetivos do trabalho 
 
1.2.1. Objetivo Geral 
Analisar a importância de automatizar subestações e mostrar os meios para 
sua elaboração na prática, mostrando equipamentos e dispositivos que são 
necessários para sua efetivação, demonstrando as normas que são usadas, 
explorando os meios para sua efetivação na prática. 
 
1.2.2. Objetivos Específicos 
Conceituar os elementos que são necessários para que se possa automatizar 
uma subestação, bem como sistemas de comunicação utilizados; 
Abordar a relevância da automação para a segurança em manobras e 
operações que acontecem em ambientes críticos e abordar as normas utilizadas; 
Procurar soluções em automação de subestação, utilizando Smart Grid. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
14 
2. AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES 
Subestação é um conjunto de condutores, aparelhos e equipamentos 
destinados a modificar as características da energia elétrica (tensão e corrente), 
permitindo a sua distribuição aos pontos de consumo em níveis adequados de 
utilização. (MAMEDE FILHO, 2015, p.422). 
Em linhas gerais as subestações podem ser classificadas como: 
 Subestação central de transmissão, que é construída perto de usinas 
que produzem energia, é tem a função de elevar a tensão das fontes geradoras para 
os grandes centros de consumo. 
 Subestação receptora de transmissão: é construída próxima a grandes 
blocos de carga, e que através de linhas de transmissão se conecta a subestação 
central. 
 Subestação de subtransmissão: É construída em geral no centro de um 
grande bloco de carga, que é alimentada pela subestação receptora, do qual dão 
origem aos alimentadores de distribuição primários, que alimentam diretamente a 
rede, os transformadores de distribuição e as subestações de consumidor. 
 Subestação de consumidor: É construídaem propriedade particular e é 
alimentada por redes de distribuição primária, que se originam de subestações de 
subtransmissão. 
Geralmente as concessionárias de serviço público possuem requisitos 
próprios para elaboração de projetos de subestações de consumidor, que 
estabelecem critérios de segurança como proteções e aterramentos, os critérios 
utilizados pelas concessionárias são de normas de fornecimento em tensão primária 
e secundária, que no seu todo está compatível com a Norma Brasileira de 
Instalações Elétricas da Alta Tensão- NBR-14039:2003. (MAMEDE FILHO, 2015, 
p.422). 
A figura 1 demonstra de forma simplificada como é feito a distribuição de 
energia elétrica da fonte até o consumidor final. 
 
 
 
 
 
15 
 Figura 1 – Geração, transmissão e distribuição. 
Fonte: Elétrica (2011). 
 
O processo de automatizar subestações vem se desenvolvendo ao longo do 
tempo, diminuindo tempo em manobras e tornando as manutenções mais eficazes, 
sendo necessárias novas tecnologias para suprir a essa demanda, modernizando os 
sistemas e diminuindo tempo em manutenções e operações em subestações. 
Automatizar uma subestação significa dota-la de recursos de inteligência 
artificial utilizando os relés estáticos ou digitais. Digitalizar uma subestação significa 
aplicar o mesmo princípio, porém utilizando os relés digitais gerenciados, por um 
sistema que permite desenvolver desde simples atividades de comando, proteção e 
medição, até atividades mais complexas, tais como a recomposição operacional de 
uma subestação após um evento de falta de tensão de alimentação (MAMEDE 
FILHO, 2015, p.537). 
Para que os equipamentos funcionem de forma adequada é necessário que 
se tenha manutenção periódica. Entende-se por manutenção as ações que servem 
para prever, evitar ou corrigir desvios ocorridos durante operação e continuidade de 
trabalho apresentado por uma instalação ou equipamento. No caso de negligência, a 
 
16 
empresa pode vir a arcar com os prejuízos, prezando pelo bem estar físico das 
pessoas que tenham contato direto ou indireto com a instalação. 
(OSETORELETRICO,2011). 
De acordo com o item 10.5.1 da NR 10: “Somente serão consideradas 
desenergizadas as instalações elétricas liberadas para trabalho, mediante os 
procedimentos apropriados, obedecidas sequência a seguir: 
a) Seccionamento; 
b) Impedimento de reenergização; 
c) Constatação da ausência de tensão; 
d) Instalação de aterramento temporário com equipotencialização dos 
condutores dos circuitos; 
e) Proteção dos elementos energizados existentes na zona controlada; 
f) Instalação da sinalização de impedimento de reenergização. 
O item 10.4.4 da NR 10 propõe que as instalações elétricas devem ser 
inspecionadas e controladas periodicamente e suas instalações tenham condições 
seguras de funcionamento. 
A falta de manutenção adequada ocasiona muitas vezes a perda da vida útil 
da máquina ou equipamento, além de oferecer riscos as pessoas envolvidas, muitos 
setores da economia estão modernizando seu sistema de manutenção para que não 
venham a ter prejuízo, investindo cada vez mais em mão de obra qualificada e 
equipamentos inteligentes que possam prever anomalias causadas por erros 
humanos ou equipamentos defeituosos. 
Existem vários tipos de equipamentos e dispositivos dentro de uma 
subestação como equipamentos para medição, controle, transformação entre outros, 
que são muito importantes para o seu perfeito funcionamento, contudo este capítulo 
tratou dos dispositivos do sistema de automação. 
Há muito tempo as tecnologias estão dentro de subestações, e veem sendo 
cada vez mais aperfeiçoadas de acordo com o que o sistema necessita, com esta 
necessidade surgiu o que foi chamado de “ilha de dados”, que fornece informações 
das carências do sistema de automação de subestações 
 Medidor digital de faturamento 
 Relés de Proteção 
 Controle de Bays 
 Oscilógrafa 
 Monitoração para otimização de uso dos ativos 
17 
 Monitoração de qualidade de energia 
 UTR- unidade terminal remota – supervisão SSC 
 Imagens – informações para operação, manutenção e segurança empresarial. 
 Monitoração de equipamentos auxiliares (Nobreaks e telecomunicação). 
 Anunciadores de alarmes 
 Registro de eventos – Data logger 
 
 A ilha de dados pode ser alterada para determinada subestação, dependendo da 
aplicação que usuário necessite o que se mantem como característica em relação à 
ilha de dados e a segurança operacional dentro da instalação de uma subestação de 
energia elétrica (OSETORELETRICO, 2016). 
 
2.1. DISPOSITIVOS UTILIZADOS 
Muitos são os dispositivos e equipamentos necessários para se automatizar 
uma subestação, e basicamente dividem-se em elementos lógicos, que 
desempenham o papel de processar as informações e tomar as decisões com base 
nas informações recebidas, e o sistema físico, que por meio de sensores e 
atuadores, recolhem os dados e realizam comandos, de acordo com as informações 
que são manuseadas pelo sistema lógico, a seguir serão abordados os elementos 
que compõe estes dois sistemas. 
 
2.2. EQUIPAMENTOS DO SISTEMA LÓGICO 
Os equipamentos do sistema lógico desempenham o papel de controlar e 
analisar as variáveis da planta de automação. A seguir são demonstrados alguns 
elementos deste sistema. 
2.2.1. Unidade de Aquisição de Dados 
De forma geral são equipamentos que recebem informações do processo e 
enviam para um sistema de supervisão e controle que está acima dele, os dados são 
tratados e disponibilizados através de monitores e papeis. Dependendo dos dados a 
unidade de controle toma as decisões, referentes ao processo (Mamede Filho, 2015, 
p.528). 
As unidades de aquisição de dados e controle são constituídas pelos 
controladores lógicos programáveis e pelas unidades térmicas remotas. 
18 
Existem ainda as unidades dedicadas que são constituídas por relés digitais e 
unidades de Inter travamento, e exercem a função de requisitar dados e comandar 
manobras de máquinas e equipamentos, usando os seguintes meios: 
Entrada de dados analógicos: São variáveis presentes no processo e 
caracterizados por tensão, corrente frequência, vazão, pressão. 
Saída de dados analógicos: São variáveis fornecidas aos componentes do 
sistema para que se possa ajustar sua lógica, como medidores de energia. 
Entrada de dados digitais: São informações requisitadas junto aos 
equipamentos sobre o seu estado operacional, tais como disjuntores chaves 
seccionadoras etc. 
Saída de dados digitais: São as ocorrências desejadas de mudança de estado 
dos equipamentos tais como disjuntores se estão abertos ou fechados, de forma que 
possa atuar a distância sobre os mesmos. 
 
2.2.2. Unidade de Aquisição de Dados e Controle 
“É um conjunto de cartões eletrônicos que possuem funções especificas de 
entradas e saídas, além de unidades logicas de memorização” (MAMEDE FILHO, 
2015, p. 528). 
Dentro dessas unidades existem os dispositivos de entrada (classificados 
como entradas digitais e entradas analógicas) e os dispositivos de saída 
(classificados como saídas digitais e saídas analógicas). 
 
2.2.3. Controladores Lógicos Programáveis 
Conforme definição da norma IEC 61131-1, o CLP é um “sistema eletrônico 
digital, desenvolvido para uso em ambiente industrial, que usa uma memória 
programável para armazenamento interno de instruções do usuário, que realiza 
funções específicas, tais como lógica, sequenciamento, temporização, contagem e 
aritmética, para controlar, através de entradas e saídas, vários tipos de máquinas e 
processos”. 
O CLP é basicamente um computador que é aplicado em industriais com três 
módulos básicos, mostrados na figura 3 (Parede; Gomes; Horta 2011, p.48). 
 Unidade central de processamento (UCP). 
 Bloco de memória. 
 Módulos de entrada e saída. 
19 
O CLP possui ainda outros blocos: 
 Fonte de alimentação. 
 Terminal de programação. 
 Bloco de comunicações. Interface homem-máquina 
 
Figura 2 – Estrutura do CLP. 
Fonte: Parede; Gomes; Horta (2011, p. 48. 
 
 A estrutura física do CLP é um conjunto de circuitos eletrônicos 
interligados formados por processadores, memórias, barramentos, 
dispositivos de entrada e saída, fonte de alimentação e terminal de 
programação. Ao analisarmos o CLP quanto a sua arquitetura e forma 
construtiva, podemos compará-lo com um computador especialmente 
adaptado para aplicações industriais. Em razão de suas características 
físicas, ele pode funcionar em ambientes industriais agressivos, pois 
suportam variações de temperatura, vibrações, ruídos elétricos, 
pequenas variações na tensão etc. Por tudo isso, é considerado um 
equipamento robusto. (Parede; Gomes; Horta, 2011, p.18). 
 
Os CLP têm um papel muito importante nos sistemas de automação em 
subestações gerenciando os dados que são fornecidos pelos dispositivos instalados 
dentro da subestação através dos seus módulos de entrada e saída. 
Os módulos de entrada e saída de um CLP conectam a interface com o 
sistema externo. Existem diversos tipos de módulos (analógicos, digitais e 
inteligentes), com número variável de entradas e saídas. Os módulos de entrada do 
CLP recebem sinais dos sensores e das botoeiras de campo. Os módulos de saída 
comunicam aos atuadores qual será a ação de controle ou sinalização. 
 
 
20 
A maioria das aplicações com controladores lógicos programáveis necessita 
de uma interface homem-máquina (IHM). Em um processo produtivo, o operador 
precisa interagir com o processo ou a máquina, comandando operações, alterando 
parâmetros, visualizando situações e recebendo diagnósticos. 
 
2.2.4. IHM 
Interface homem-máquina (IHM), ou, em inglês, machine-man interface (MMI), 
é um dispositivo que se comunica diretamente com o CLP, utilizado para visualizar 
dados do processo que executem funções de monitoramento, controle de máquinas, 
processos e instalações industriais de toda a planta elétrica. É por meio da IHM que 
o operador pode interagir com o sistema controlado, exercendo uma função 
extremamente importante, pois, com as informações recebidas da IHM, ele pode 
realizar intervenções que mantenham a segurança, o bom funcionamento e a 
disponibilidade de serviços. Seus principais componentes são: visor (display), teclas 
e botões para navegação ou inserção de dados, barramentos para placas de 
expansão, portas de comunicação e software. (Parede; Gomes; Horta, 2011, p.152). 
São necessários, que as telas do sistema supervisório sejam fieis aos 
dispositivos instalados dentro do ambiente pra que se possam minimizar os erros de 
operação, para conectar os diversos tipos de dados é necessário que se tenha uma 
rede de comunicação para isso, utilizam-se protocolos de comunicação. 
Estes dados obtidos pelos CLP’s necessitam de ser repassados para 
computadores, isto é feito por meio de software. 
 
 
2.2.5. SCADA 
Sistemas de Supervisão e Aquisição de Dados, ou abreviadamente SCADA, 
resumidamente são programas que fazem o acúmulo das informações obtidas pelos 
IDE’s, valores analógicos e digitais em tempo real, exemplos típicos de rede de 
comunicação SCADA são mostrados na tabela 1. Segundo MAMEDE FILHO, este 
software conta com as seguintes funções: 
 Processador de totalizadores (medição de energia); 
 Processador de dados calculados; 
 Processador de sequência de eventos; 
 Processador de medidas analógicas; 
21 
 Processador de estados digitais; 
 Processador de controle supervisório (comando). 
 
Tabela 1 - Exemplos de redes de comunicação SCADA. 
 
 Fonte: o setor elétrico (2010). 
 
O sistema SCADA tem como principal função obter dados de todo a planta, 
utilizando-se de equipamentos de medição proteção e controle que são embasados 
em dispositivos eletrônicos inteligentes os chamados (IED’s). A estrutura hierárquica 
dos sistemas SCADA, é mostrada na tabela 2, dependendo das características 
internas de cada subestação, o cliente pode desejar um número maior ou menor de 
variáveis de controle, para se adequar a esta necessidade o sistema irá ficar mais 
complexo necessitando de um plano de manutenção mais robusto e de um 
investimento inicial maior tendo em vista que o projeto ficara maior e será necessário 
agregar mais dispositivos no sistema (OSETORELETRICO, 2016). 
 
22 
 Fonte: o setor elétrico (2016). 
 
2.3. PROTOCOLOS DE COMUNICAÇÃO 
Pode-se dizer que um protocolo de comunicação é um idioma no qual dois ou 
mais equipamentos conversam 
O protocolo de comunicação e um conjunto de regras definidas em que 
consta o formato no qual a mensagem deve ser transmitida entre os participantes da 
rede. A simbologia e os caracteres usados para questionar sobre certo evento ou 
responder a determinada questão e a velocidade com que essa informação flui de 
um lado a outro, por exemplo, são detalhes que devem ser padronizados em um 
protocolo. 
Existem diversos tipos de protocolos disponíveis no mercado, para fazer a 
melhor escolha é necessário, fazer a relação custo benefício de cada um. De acordo 
com Mamede Filho, (2015) devem-se analisar duas características típicas de 
sistemas: 
Sistemas proprietários: que são programas desenvolvidos por um 
fabricante e este dispõe do direito de disponibilização e comercialização, 
sendo responsável pela parte física e lógica, ou seja, hardware e software 
possuem a vantagem de redução de tempo de resolução de problemas, e 
também a compatibilização de hardware e software, mas possuem a 
desvantagem de não permitirem alterações e novas facilidades por meio 
Tabela 2 - Exemplo de estrutura de hierarquia scada 
23 
do cliente. 
 Sistemas abertos: são sistemas que são desenvolvidos por pessoas e 
vendidos para as empresas independem da origem do hardware, os 
clientes por sua vez podem desenvolver adaptações por meio dele, 
além do custo ser menor, possuem desvantagem de 
consequentemente, não ter uma compatibilização entre o hardware e 
software. 
Nas áreas de supervisão, controle e monitoramento surgiram vários 
protocolos de comunicação. Os mais conhecidos, por serem protocolos abertos, são 
Modbus, DNP3 e IEC 60870- 5-101. 
Dentre os três protocolos principais, o protocolo MODBUS é o mais antigo e 
foi regulamentado na década de 70, sua estrutura é a de mestre e escravo, um 
mestre dispositivos IEDs que fazem à comunicação a qual todos os outros estão 
ligados a ele, as informações recebidas, são armazenadas no computador sem 
nenhuma organização sendo responsabilidade do operador organizar essas 
informações para leitura e escrita, dez anos depois em 1980 surgiu o protocolo IEC 
60870-101 que foi dominante na Europa que possui basicamente a mesma estrutura 
do protocolo MODBUS de mestre e escravo, porém com mais funcionalidades 
atendendo as necessidades do setor elétrico, que carregam as informações de 
forma mais organizadas definindo se o tipo de leitura é analógica ou digital. 
Em 1990 foi especificado o protocolo DNP3, que foi feito de acordo com o 
protocolo IEC 608070- 101, incorporando o TCP/IP além das características de rede 
que conhecemos hoje. (OSETORELETRICO, 2016) 
Os protocolos necessitam de um meio físico que permita a interligação desses 
dispositivos na velocidade e condições exigidas pelo fabricante, possibilitando a 
construção de uma rede de comunicação. Tais informações normalmente são 
transmitidas ou questionadas de forma serial, ou seja, bit a bit, por meio de sinal 
elétrico ou ótico. Em geral, protocolo e meio físico são ditados pelo fabricante. 
 
2.4. EQUIPAMENTOS DO SISTEMA FÍSICO 
Para que o sistema de automação possa coletar dados, ou realizar comandos 
a distância são necessários equipamentos instalados dentro da subestação, a seguir 
os dispositivos mais importantes que são utilizados. 
 Transformador de Corrente: é um equipamento capaz de reduzir a 
24 
corrente que circulano seu primário para um valor inferior no 
secundário compatível com a medição, mantendo as mesmas 
proporções de valores. (MAMEDE FILHO, p 296). 
 Transformador de potencial: é um equipamento capaz de reduzir a 
tensão do circuito primário para níveis compatíveis com a tensão 
máxima suportável pelos aparelhos de medida no secundário, 
mantendo as mesmas proporções de medida (MAMEDE FILHO, 2015, 
p. 301). 
 
Os transformadores de medida são necessários, pois as tensões e correntes 
dentro de uma subestação são elevados, de outra forma não seria possível conectar 
os dispositivos de medição diretamente na rede elétrica. 
 Transdutores: apoiando aos transformadores de 
potencial e os transformadores de corrente estão os 
transdutores, “que são equipamentos capazes de 
converter medidas elétricas em valores proporcionais de 
tensão e corrente” (Mamede Filho, 2015, p.533), 
Na figura 4, é possível ver um exemplo de ligação de um transdutor na rede 
elétrica. 
Segundo Mamede Filho Os transdutores convertem, medem e enviam sinais a 
seus respectivos receptores, que correspondem as seguintes medidas elétricas: 
 Tensão, em valor eficaz; 
 Corrente, em valor eficaz; 
 Potência ativa; 
 Potência reativa; 
 Potência aparente; 
 Consumo de energia ativa. 
Existem dois tipos de transdutores, os de saída serial, que possuem: entrada 
de tensão máxima de 500V/20-800HZ; entrada de corrente máxima de 5A/20-
800HZ; saída serial (RS485), que será mencionado mais à frente; e alimentação de 
110/240V com consumo aproximado de 3 VA. 
Além dos transdutores com saída analógica, que possuem: entrada de tensão 
máxima de 500V/20-800HZ; entrada de corrente máxima de 5A/20-800HZ; saída de 
4-20ma; e alimentação de 110/240V com consumo aproximado de 3 VA 
 
25 
 
Figura 3 – Ligação de um transduto 
Fonte: Mamede Filho (2015, p.534). 
 
2.5. RELÉS DE PROTEÇÃO 
São dispositivos que fazem atuar os sistemas de manobra, esse 
equipamento, quando ligado a uma instalação, tem como função permitir o 
funcionamento de outros aparelhos conectados ao mesmo ou em outro circuito 
elétrico que estejam ligados a ele, devido a uma alteração nas condições do 
equipamento pela passagem da corrente elétrica. Ele funciona basicamente como 
uma chave automática comutadora que atua pela alteração de algumas variáveis 
predeterminadas como temperatura, corrente elétrica, ar e campo magnético. 
No sistema de automação os relés utilizados podem ser analógicos ou 
digitais, os analógicos são mais simples possuem a função de proteger por meio de 
contatos abertos e fechados de acordo com o comando, os relés digitais por sua 
vez, possuem muitas funções desempenhando um papel de grande importância. 
 Relés digitais tem comunicação via interface serial, que é feita por meio 
de cabos concêntricos ou fibra óptica, que permitem que seus valores 
possam ser ajustados, além de fornecer dados, oriundos de distúrbios, 
 
26 
além de leituras de valores de medição, ainda é possível fazer ajustes 
dos parâmetros do relé digital devido à mudança de configuração da 
subestação (MAMEDE FILHO, 2015, P.538) 
 Relés analógicos, eletromecânicos ou estáticos tem a necessidade de 
serem ligados a dispositivos auxiliares, que são os transdutores, já 
mencionados anteriormente (MAMEDE FILHO, 2015, P.538). 
Em subestações faz se o uso de relés convencionais e relés digitais, o 
primeiro é utilizado em subestações já existentes e são instalados juntos a cada bay 
no pátio de manobra da subestação, o segundo que são mais completos são 
utilizados em instalações novas e são instalados dentro de gabinetes distribuídos a 
cada bay. Ambos os reles são monitorados pelo sistema de supervisão e controle. 
Relés digitais:o sistema de controle de uma subestação atualmente faz uso de 
relés digitais, que fazem parte dos sistemas inteligentes IDEs, que são utilizados em 
subestações novas, para que o usuário, em subestações antigas o cliente deverá 
arcar com os custos de substituição dos relés convencionais por unidades 
numéricas, esta solução é implementada por meio de instalação de gabinetes 
distribuídos em cada bay da subestação onde estão instaladas as proteções digitais, 
com os relés auxiliares para aquisição de dados digitais das chaves e disjuntores, os 
transdutores para aquisição dos dados analógicos como tensão e corrente, Existe 
ainda a Unidade terminal remota que assume a função da unidade de aquisição de 
dados e controle (centro de aquisição de dados da proteção e Centro de Aquisição 
de Dados Analógicos). Que é conectada ao centro de supervisão e controle 
instalado na casa de comando da subestação, a arquitetura distribuída demonstra 
como mostrado na figura 5 (MAMEDE FILHO, 2015, p. 542) 
 
 
27 
. 
 
 Figura 4 – Arquitetura distribuída 
 Fonte: Mamede filho (2015, p. 543). 
 
Os relés têm um papel fundamental, pois de acordo com o que forem 
projetados, realizam comandos e servem de proteção dos dispositivos e circuitos do 
sistema. 
Para que todos os dispositivos citados operem com confiabilidade é 
necessário, monitoramento remoto e visualização em tempo real, para esta função 
são usados sistemas supervisórios, com telas gráficas dos equipamentos e da planta 
do sistema, apresentando na tela valores de tensão, corrente, potência, frequência, 
etc. Em subestações de energia elétrica são peça fundamental. 
 
28 
 
 
3. NORMAS NECESSÁRIAS EM SUBESTAÇÕES AUTOMATIZADAS 
Dentro de uma subestação existem muitos dispositivos que são perigosos, 
podendo causar sérios danos aos seres humanos, este capítulo trata da importância 
da prevenção contra choques elétricos e arcos voltaicos que acontecem devido a 
manutenções e operações ocorridas dentro de subestações. 
A operação remota evita muitos acidentes, pois retira os operadores dos 
ambientes críticos e os coloca centralizados em centros de operações onde realizam 
comandos à distância. Contudo é necessário que as pessoas envolvidas sejam 
treinadas e capacitadas para que haja maior confiabilidade, a seguir será feita uma 
abordagem de algumas normas importantes para automatizar uma subestação. 
 
3.1. NORMA IEC 61850 
O avanço da tecnologia no campo da eletrônica e redes de computadores 
trouxe ferramentas mais adequadas para os sistemas de automação em 
subestações, neste sentido surgiu a norma IEC 61850. 
Ela propõe uma arquitetura de comunicação única entre todos os dispositivos, 
independente da função que este exerce na subestação ou de seu fabricante. 
Esta norma foi publicada em 2004, mas vem sendo desenvolvida desde a 
década de 1990 envolvendo grandes entidades de pesquisas mundiais, como o 
Electric Power Ressarce Institute (EPRI), Ingeneering Eletrothecnical Comitê (IEC), 
Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel), só para citar alguns. A norma tem 
grande aceitação nas Américas, Europa e Ásia e já está se firmando como um 
padrão mundial (OSETORELÉTRICO, 2010). 
O processo de digitalização de equipamentos eletrônicos cresce cada vez 
mais rápido. Com isto espera-se que cada dispositivo, cada switch ou qualquer 
componente eletrônico possua algum tipo de configuração, monitoramento e/ou 
controle. Para manusear o grande número de dispositivos e permitir que estes se 
comuniquem, a IEC61850 – Redes de Comunicação e Sistemas em Subestações, 
tem um papel muito importante. (OSETORELÉTRICO, 2010). 
Além de especificar elementos de protocolos (como bytes são transmitidos na 
29 
rede), a IEC61850 provê um modelo compreensivo de como dispositivos do sistema 
de potência devem organizar dados de maneira consistente para todos os tipos e 
marcas de dispositivos. Isso elimina muito do esforço de configuração não 
relacionado ao sistema de potência, uma vez que os dispositivos podem se 
configurar. Alguns dispositivos usam um arquivo SCL para configurar os objetos e o 
engenheiro precisa apenas importar este arquivo para configurar estedispositivo. 
Assim a aplicação cliente pode extrair as definições de objeto do dispositivo através 
da rede. O resultado é uma grande economia no custo e no esforço de configuração 
dos dispositivos IEC 61850. 
Modelar um dispositivo para um sistema de automação de uma subestação é 
escolher aquele que mais se aproxima da realidade, para isso é necessário saber as 
características de cada elemento do sistema de abertura e fechamento, para que as 
suas funções sejam mais bem aproveitadas e o sistema possa armazenar suas 
informações, registrando a passagem de corrente nos contatos, para que sua vida 
útil aumente. 
De acordo com o modelo IEC 61850, estas funcionalidades estão distribuídas 
em todos os dispositivos do sistema tais como TCs, TPs, placas de rede CPUs, 
disjuntores, chaves seccionadoras entre outros, as transformações vêm acontecendo 
há vários anos, uma das consequências deste processo é a substituição de cabos 
feitos de cobre por fibras óticas, para melhorar a velocidade e consequentemente 
tendo uma redução dos custos, pois ocupam menos espaço e consequentemente as 
calhas e canaletas serão menores propiciando um visual melhor dentro de uma 
subestação, a norma IEC 61850, enfrenta uma grande dificuldade de aceitação, pois 
cada empresa possui sua característica difundida, com um modelo muito parecido, 
mas com pequenas diferenças. (OSETORELETRICO, 2010). 
Os sistemas de automação de subestações (SAS) têm evoluído de forma 
significativa, com o uso dos relés de proteção microprocessados. Os protocolos 
existentes atendem diversos sistemas existem muitas subestações utilizando 
protocolos e normas internacionais, a fim de atender as necessidades do SAS, 
porém estes protocolos não são suficientes. A norma IEC 61850 define meios de 
integração de dispositivos que são aplicados aos dispositivos individuais dos 
sistemas de automação de subestações, a característica principal da norma é que 
ela permite que o SAS seja considerado plataforma aberta de proteção e automação 
de subestações. Um sistema de automação de subestação utilizando o IEC 61850 
30 
realiza a comunicação de modo tanto horizontal quanto vertical dependendo das 
informações que trafegam pela rede. 
A busca pela padronização dos protocolos de comunicação existentes 
resultou na norma IEC 61850. 
 
 
3.2. NBR 14039 
Esta Norma estabelece um sistema para o projeto e execução de instalações 
elétricas de média tensão, com tensão nominal de 1,0 kV a 36,2 kV, à frequência 
industrial, de modo a garantir segurança e continuidade de serviço (NBR 
14039,2003). 
Segundo a NBR 14039: Em uma subestação unitária com capacidade 
instalada menor ou igual a 300 kVA, a proteção geral na média tensão deve ser 
realizada por meio de um disjuntor acionado através de relés secundários com as 
funções 50 e 51, fase e neutro (onde é fornecido o neutro), ou por meio de chave 
seccionadora e fusível, sendo que, neste caso, adicionalmente, a proteção geral, na 
baixa tensão, deve ser realizada através de disjuntor. 
Os relés que possuem as funções 50 e 51 que realizam a proteção de sobre 
corrente de fase podem ser parametrizados um exemplo de relés configuráveis está 
representado na figura 6. 
 
 
Figura 5 – Relés sepam, Série 20,40 e 80. 
Fonte: schneiderelectric (2016). 
 
Os sistemas digitais inteligentes possuem funções que se adequam as 
normas existentes ganhando cada vez mais espaço em gerenciamento de energia, 
31 
seja por meio de redes de distribuição até subestações de energia elétrica. 
As normas classificadas como de proteção ou elaboração de projetos devem 
ser seguidas para que o sistema funcione de forma correta, elas são a base para o 
correto funcionamento de um sistema de automação. 
 
32 
 
4. UTILIZANDO SISTEMAS INTELIGENTES EM SUBESTAÇÕES 
AUTOMATIZADAS 
Com o intuito de melhorar sistemas de energia elétrica foram criados os 
dispositivos inteligentes, que possuem funções de grande utilidade para um 
gerenciamento de energia mais eficiente e dinâmico. 
 
4.1. SMART GRID 
O termo smart grid (rede inteligente) refere se a tecnologia atribuída a sistas 
de distribuição e transmissão de energia elétrica, dotando as de recursos de 
tecnologias da informação e com elevado grau de automação. Com os sistemas de 
energia elétrica melhorados, é possível atender melhor às necessidades das 
unidades consumidoras. 
Várias concessionárias pelo mundo já utilizam ou tem pesquisas em 
andamento sobre smart grid, na América do norte, América do sul, Ásia e Oceania. 
As redes inteligentes trazem vantagens para as concessionárias em relação 
aos sistemas elétricos já existentes, pois com o uso será possível identificar 
instantaneamente uma queda nos sistemas de energia e realizar manobras de 
comando a distância para que o sistema seja reestabelecido o mais rápido possível, 
além de possibilitar que se conheça o sistema melhor como um todo, para que se 
possa planejar melhor a distribuição e fornecimento de energia elétrica e saber onde 
estão as falhas do sistema elétrico possibilitando identificar fraudes, mediante 
monitoramento da rede elétrica. 
Em subestações de energia elétrica a utilização de smart grid transmite 
confiabilidade, pois o sistema poderá transmitir em tempo real o estado de 
funcionamento dos dispositivos de forma mais avançada tornando a coleta de dados 
ferramentas para futuras manutenções e melhorias da rede elétrica. 
 
4.2. IEDS 
Os elementos dos sistemas de proteção, comando e supervisão e controle 
estão evoluindo de forma rápida para atender as necessidades dos sistemas 
elétricos, tornando-se complexos por isso a necessidade de implementar inovações 
33 
tecnológicas, o uso de dispositivos numéricos atendeu a esta necessidade e 
evoluíram para os dispositivos eletrônicos inteligentes os IEDs, que apresentam 
muitas funções em relação aos dispositivos que eram utilizados tais como relés de 
proteção eletromecânicos e estáticos, funções que são muito importantes foram 
adicionadas como medição, proteção e controle na comunicação, por aquisição de 
dados dos sistemas elétricos. 
Com todas estas funções os IEDs, devem possuir muitas funcionalidades 
utilizando de tecnologias micro processada, eles possuem ainda a capacidade de se 
integrar a sistemas de comunicação de redes locais. (Revistaosetoreletrico, 2016). 
Os dispositivos eletrônicos inteligentes são responsáveis por coletar as 
informações que são fornecidas para o sistema SCADA, muitas são as variáveis 
coletadas como: 
 Medidas digitais: que são o estado que os dispositivos se encontram 
fisicamente como os disjuntores, sua posição aberta ou fechada, 
chaves seccionadoras, e todos os elementos que mandam sinais 
digitais 0 ou 1. (Revistaosetoreletrico, 2016). 
 Medidas analógicas, que são medidas reais de tensão, corrente, 
potência, frequência entre outras que são fornecidas por meio de 
transformadores de corrente, transformadores de potencial, 
transdutores entre outros. 
Comando e controle dos dispositivos executam comando para fechamento 
abertura por meio de meio físico que são encaminhados para os equipamentos, e 
verificam o correto funcionamento das variáveis de acordo com a lógica 
implementada na planta de automação, com possibilidade de configurações. 
Gerenciamento de comunicação: É onde se faz o tratamento das informações 
para que sejam entendidas pelo sistema hierárquico superior, fornecidas de forma 
estruturada por meio de protocolo de comunicação. (Revistaosetoreletrico, 2016). 
A seguir um exemplo de aplicação em circuitos automatizados em sistemas 
de energia elétrica 
Quando houver curtos circuitos em linhas de distribuição, o sistema identifica 
onde é exatamente o ponto de falta e faz o comando e abertura dos religadores e 
chaves seccionadoras, que isolam o trecho que está em curto e executa o comando 
de fechamento dos recursos de alimentação,sem a necessidade de interferência 
humana as manobras podem ser feitas em segundos e suprem a necessidade dos 
34 
consumidores que estão conectados a esta linha. É possível analisar este 
funcionamento na figura 7, que representa um sistema de manobras automáticas 
realizadas após uma falta de energia elétrica. Entre o disjuntor DJ 1 da saída do 
alimentador até o religador RL 2 no circuito, logo após o disparo da proteção e o 
encerramento do ciclo programado, o sistema irá comandar a abertura do religador 
RL2 isolando o trecho sob falta, e comanda o fechamento da seccionadora SC4 de 
recurso de alimentação entre os alimentadores. (Revistaosetoreletrico,2016). 
 
Figura 6 – Reconfiguração Automática Pós Falta 
Fonte: o setor elétrico, (2016). 
 
O exemplo anterior descreve de forma sintética os benefícios de um sistema 
de automação preciso e eficiente, demandando sistemas mais sofisticados e 
operadores com conhecimento mais elevado, as operações e manutenções se 
tornam mais simples. 
 
4.3. CENÁRIO BRASILEIRO 
No Brasil existem alguns órgãos que se empenham em implantar novas 
tecnologias no sistema elétrico dentre eles o Cepel (Centro de Pesquisas de Energia 
 
35 
Elétrica) desenvolve tecnologias para os sistemas elétricos de geração, transmissão 
e distribuição de energia elétrica em cooperação com instituições públicas e 
privadas, tanto no Brasil quanto no exterior, o centro desenvolve projetos e, realiza 
serviços de laboratórios, além de prestar suporte ao Ministério de Minas e Energia. 
(CEPEL,2016). 
A Cepel destaca a adesão ao conceito de sistemas abertos, ou seja, sistemas 
que evoluem e se adaptem as demandas de geração e conceitos tecnológicos. 
(CEPEL,2016) Algumas das tecnologias contempladas dentro desta linha de 
pesquisa são: 
 Comunicação, aquisição e tratamento de dados, através do domínio de 
ampla biblioteca de protocolos de comunicação, que são nativos, 
incluindo ICCP e IEC61850 e suporte ao Common Information Model 
(CIM) para troca de informações entre diferentes sistemas; 
 Arquiteturas computacionais de alto desempenho e confiabilidade 
(hardware e software); 
 Tecnologias utilizadas para interface homem-máquina; 
 Bancos de dados; 
 Simulação e análise de redes em tempo real; 
 Simulação de redes, em tempo real, para que se possa treinar 
operadores; 
 Controle de geração. 
As soluções para supervisão e controle de sistemas elétricos vêm sendo 
desenvolvidas em parceria com as maiores empresas do setor, em especial as 
empresas Eletrobrás de geração e transmissão - Chesf, Furnas, Eletronorte e 
Eletrosul - e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), bem como outras 
grandes empresas transmissoras de energia do país (CEPEL,2016). 
 Esta linha de pesquisa está relacionada às de 
tratamento da informação e de inteligência 
computacional que é aplicada as operações de sistemas 
elétricos e planejamento, Operação e Análise de Redes 
Elétricas. Para seu desenvolvimento, conta com 
recursos do Laboratório Avançado de Supervisão e 
Controle que fica localizado na unidade de fundão 
(CEPEL, 2016). 
O principal produto desenvolvido sob esta linha de pesquisa é o SAGE 
(Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia). 
36 
O SAGE é um órgão que tem o objetivo de supervisionar controlar e fazer a 
gestão dos sistemas elétricos. Ele é utilizado por concessionárias de geração, 
transmissão e distribuição de energia elétrica e pelo operador nacional do sistema 
(ONS). 
O sistema utilizado possibilita tanto a aquisição, armazenamento e análise em 
tempo real das informações necessárias para a operação de um sistema elétrico, de 
qualquer ponto, sejam a partir de um centro local, regional ou nacional. Para que o 
SAGE execute em tempo real a sua organização gira em torno de um gerenciador 
de base de dados de alto desempenho, onde são tratados todos os alarmes e são 
organizados em listas por sobreposição e filtragem, e onde são tratadas falhas do 
sistema computacional (CEPEL,2016). 
Em resumo o SAGE implementa as funções recebidas do sistema elétrico 
SCADA, e provem suporte de múltiplos protocolos de comunicação de aquisição e 
distribuição. Através de programas e aplicativos denominados visores além de 
controlar a interação do operador com o sistema computacional, ele também suporta 
todos os recursos full-graphics de última geração (CEPEL, 2016). 
 
4.4. PROGRAMA BRASILEIRO DE REDES INTELIGENTES 
Dentro dessa demanda por redes inteligentes a ANEEL criou o PROJETO 
ESTRATÉGICO DE P&D – que expos os pontos mais relevantes de pesquisa para o 
setor elétrico brasileiro para que se possa realizar uma migração tecnológica do 
sistema elétrico brasileiro. 
Em conformidade com a Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000 (alterada pelas 
Leis nº 10.438, de 26 de abril de 2002, nº 10.848, de 15 de março de 2004, nº 
11.465, de 28 de março de 2007, nº 12.111, de 09 de dezembro de 2009, e 
nº 12.212, de 20 de janeiro de 2010), as prestadoras de serviços de distribuição, 
transmissão ou geração de energia elétrica, excluindo as concessionárias que geram 
as energias alternativas, como solar, biomassa, eólicas e pequenas centrais 
hidrelétricas, devem aplicar anualmente um percentual mínimo de investimento em 
projetos de pesquisa e desenvolvimento P&D. (ANEEL,2016). 
O programa P&D tem o objetivo de adequar os recursos humanos e 
financeiros nos projetos elétricos que demonstrem aplicabilidade e originalidade, 
criando novos equipamentos e fazendo o aperfeiçoamento das redes existentes, 
37 
aprimorando a prestação de serviços contribuindo assim para a melhoria da 
segurança do fornecimento de energia elétrica, preservando o meio ambiente e 
diminuindo a dependência tecnológica que o país possui. 
(Redesinteligentesbrasil,2016). 
A figura 7 demonstra como Os Blocos de Pesquisa foram distribuídos, o bloco 
1 trata da motivação a adesão das redes inteligentes. O bloco 2 abordou a medição, 
desde os equipamentos em si até os impactos da sua implantação nos 
procedimentos internos das distribuidoras de energia elétrica e na relação com os 
clientes 
Os blocos 3 e 4 tratam também de tendências e opções tecnológicas e seus 
impactos no modelo de distribuição de energia elétrica. O bloco 5 abordou os 
requisitos necessários para suportar as tecnologias para que seja possível a 
integração e automação de geração distribuída, e armazenamento de energia para 
veículos elétricos. O bloco 6 por sua vez trata das questões políticas, visando à 
viabilização da migração das redes de energia elétrica no Brasil. Enfim o bloco 7 que 
trata da visão dos consumidores perante as mudanças que podem vir a ocorrer por 
conta das redes inteligentes. 
 
 
 
). Figura 7 – Blocos de pesquisa 
 
38 
Fonte: redes inteligentes brasil, (2016). 
 
As concessionárias estão com projetos de redes inteligentes em andamento 
como é o caso da CEMIG (Companhia Energética de Minas Gerais) que possui um 
projeto chamado de Cidades do futuro que visa implantar a arquitetura Smart Ggrid e 
tem o objetivo de estabelecer um modelo funcional de referência para dar base a 
futuras decisões para implementação em grande escala, o projeto avalia ainda o 
impacto nos processos de negócios da CEMIG, bem como a capacitação dos 
profissionais que vão lidar com esta tecnologia. (Redesinteligentes,2016). 
 
39 
 
 
5. CONCLUSÃO 
O intuito deste trabalho era de fornecer informações referentes as tecnologias 
usadas em automação de subestações, e mostrar como os dispositivos são 
utilizados e como são importantes para sistemas automáticos de energia, atentando 
se para o papel das normas, que são de fundamental importância para que o 
sistema funcione de forma adequada e eficiente e mostrando a atual forma do 
sistema elétrico brasileiro, no que diz respeito a supervisão e controle. 
O campo de aplicação de automação de subestações é muito vasto tendo 
muitas variáveis ainda a seremexploradas, o trabalho desenvolvido buscou elencá-
las da melhor forma possível, os sistemas abertos de gerenciamento de energia que 
são a base para que novas tecnologias possam surgir, as concessionárias de 
energia estão cientes de que os sistemas inteligentes otimizam tempo e evitam 
problemas futuros na rede elétrica, a automação de subestações traz muitas 
vantagens paras as empresas, profissionais e concessionárias de energia, portanto 
com as informações obtidas, fica evidente que os sistemas elétricos inteligentes 
estarão cada vez mais presentes nos ambientes de subestações e distribuição de 
energia elétrica. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
40 
 
 
 
REFERÊNCIAS 
ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas. NBR 14039 - Instalações 
elétricas de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV - Dezembro 2003. 
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BRASILEIRO DE REDE ELÉTRICA INTELIGENTE”. Disponível 
em:<http://www2.aneel.gov.br/arquivos/PDF/PeD_2008-ChamadaPE11-
2010.pdf>Acesso em: 03 de abril. 2018. 
ANEEL. Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia 
Elétrica. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/pt/programa-de-p-d>. Acesso em: 03 
de abril. 2018. 
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CEPEL. SAGE- Sistema aberto de gerenciamento de energia. Disponível em:< 
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CPFL energia. Smart Grid Disponível em:< http://www.cpfl.com.br/energias- 
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FILHO, João Mamede Instalações Elétricas Industriais. 8.ed rev. atual 2010. –Rio 
de Janeiro: LTC,2010. 
NR-10 - Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade – Ed. 2004. 
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automação industrial. -- São Paulo: Fundação Padre Anchieta, (Coleção Técnica 
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