Automação de Usinas Hidroelétricas

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AULA 5 
SISTEMAS DE CONTROLE 
INDUSTRIAIS 
Prof. Alexandre Arioli 
 
 
02 
CONVERSA INICIAL 
Bem-vindo à quinta aula de Sistema de Controle Industriais. Abordaremos 
a implementação de sistemas de controle e proteção em processos de geração e 
transmissão de energia. Descobriremos como automatizar uma usina hidrelétrica 
e subestação. Analisaremos os sistemas de proteção de sistemas elétricos e as 
necessidades para sua implementação. Conheceremos os protocolos utilizados 
na área energética. Finalizaremos o submódulo 2.7 da ONS. A ideia é que, no 
final da aula, você tenha uma boa noção das necessidades para implementação 
de um sistema de controle/proteção para processos de energia elétrica. 
CONTEXTUALIZANDO 
Os sistemas digitais têm sido utilizados para a automação da geração, 
transmissão e distribuição de energia elétrica. O termo automação elétrica tem 
sido usado para designar esses sistemas digitais que são utilizados para 
supervisão, comando, controle e proteção dos vários componentes do sistema 
elétrico (Jardini, 2017). 
Quanto ao processo a que estão relacionados, esses sistemas podem ser 
classificados em: 
• sistema de automação de subestações; 
• sistema de automação de usinas. 
Distinguem-se quanto às funções de comando, controle, supervisão e 
proteção que neles estão instaladas, portanto, aos seus objetivos. Eles trocam 
informações entre si, de forma a executar suas funções sem duplicação na coleta 
de dados e nas ações, estando ligados entre si por meio de uma rede de 
comunicação de dados que constitui a espinha dorsal destes sistemas (Jardini, 
2017). 
Para entendermos melhor esse inter-relacionamento, a seguir serão 
apresentadas descrições gerais destes sistemas. 
TEMA 1 – AUTOMAÇÃO DE USINA 
Os sistemas digitais são também usados para automação de usinas 
geradoras de energia elétrica. A geração de energia elétrica pode ser feita por 
diferentes processos de conversão: usinas hidroelétricas, usinas termoelétricas a 
 
 
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carvão, usinas termoelétricas a óleo/diesel, usinas termonucleares, eólicas e 
fotovoltaicas. Desta forma, cada uma delas tem sua particularidade levando a 
diferenças nas funções de automação. Nesta aula serão discutidas apenas a 
automação de usinas hidroelétricas (Jardini, 2017). 
O sistema digital de usina visa prover os meios para a operação e 
manutenção desta. A figura a seguir apresenta a topologia básica de um sistema 
de automação de usinas. 
Figura 1 – Topologia básica do sistema de automação de usinas 
 
Fonte: Jardini, 2017, p. 10. 
As unidades de interface com o processo podem ser compostas por vários 
módulos, por exemplo: a UAC do gerador pode ter um módulo para 
automatismo/sequência de eventos e outro para as proteções. Essas interfaces 
com o processo se integram com os reguladores de tensão, de velocidade dos 
geradores e com os controladores locais, como os das comportas do vertedouro 
(Jardini, 2017). 
Conforme Jardini (2017), nas UAC são alocadas as entradas digitais, 
entradas analógicas (medições), saídas digitais (controle) e saídas analógicas 
(sinal de referência ou set points). 
O SOE é uma unidade especializada para fazer aquisição de dados com 
alta resolução (1 ms) para sequência de eventos. Por isso as várias SOE precisam 
ser sincronizadas por um GPS (Jardini, 2017). 
É importante, neste ponto, indicar que fazem parte do sistema de comando 
e controle da usina equipamentos dedicados como: relés de proteção, reguladores 
de tensão, reguladores de velocidade das máquinas e controladores de 
comportas. Estes deverão se integrar ao sistema (Jardini, 2017). 
 
 
04 
A proteção digital pode, por exemplo, trocar informações com o sistema 
central via rede ligando-se diretamente a esta. Os reguladores e controladores 
podem trocar informações com o sistema central via UAC (Jardini, 2017). 
É oportuno citar que, nas grandes usinas, a sala de comando fica 
geralmente na casa de força próxima aos geradores (Jardini, 2017). 
Figura 2 – Vista de uma usina hidroelétrica 
 
Figura 3 – Áreas da uma Usina Hidrelétrica 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 4 – Casa de força de uma usina 
 
 
Conforme Jardini (2017), as seguintes funções são contempladas na UAC 
de controle de uma usina: 
• comando: aquisição de dados e atuação no processo; 
• proteções: supervisão (sinalização e medição); 
• alarmes; 
• sequência de eventos; 
• intertravamentos e bloqueios; 
• sequências automáticas (partida/parada, sincronização de máquinas); 
• controle de tensão e reativos; 
• controle de potência ativa; 
• controle dos vertedouros; 
• sincronização; 
• funções da subestação elevadora e da subestação de alimentação da 
carga do local onde está a usina; 
• monitoração de desempenho de transformadores e outros equipamentos; 
• oscilografia; 
• cálculo de valores hidroenergéticos; 
• autodiagnose. 
 
 
 
 
 
 
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1.1 Aquisição de dados e atuação no processo 
A aquisição de dados e atuação são efetuadas UAC constituindo em: 
• entradas digitais; 
• saídas digitais; 
• entradas analógicas; 
• saídas analógicas; 
• comunicação de dados (Jardini, 2017). 
De acordo com Jardini (2017), as entradas digitais compreendem as 
informações de estado de equipamentos (aberto, fechado) para sinalização e 
intertravamento, e os contatos de atuação das proteções (quando convencionais) 
para sinalização e sequência de eventos. Enquanto para o primeiro conjunto é 
aceitável tempo de aquisição com resolução de 10 ms (eventos lentos), para o 
segundo conjunto (eventos rápidos) deve ser especificada resolução de 1 ms 
(incluindo nesse segundo conjunto os contatos dos disjuntores). 
Deve ser prevista a sincronização de tempo das UAC (SOE) de forma que 
o erro de tempo entre eventos datados em diferentes UAC (SOE) seja inferior a 
um valor especificado, por exemplo, de 2 ms (Jardini, 2017). 
Segundo Jardini (2017), para leitura dos contatos dos equipamentos de 
campo (disjuntores, seccionadores) pode-se prever relés de interposição ou 
especificar às UAC obtê-los diretamente, porém, para tensão CC elevada (125 
Vcc). A estas variáveis digitais são adicionadas, nas UAC, rótulos com indicação 
do instante da mudança de estado (hora – minuto – segundo – milissegundo). 
As saídas digitais são usadas para acionar equipamentos ou participar de 
sequenciamentos. No primeiro caso, sua atuação pode ser feita por meio de relé 
auxiliar interposição ou diretamente, desde que especificado para tal (tensão CC 
125 V e interrupção de corrente CC, de valor da ordem de 2 A). Para acionamento 
que envolve segurança, prevê-se lógica com mais de uma saída digital, de forma 
a evitar operação incorreta por sinais espúrios (Jardini, 2017). 
As entradas analógicas são utilizadas principalmente para medição 
(temperatura, tensão, corrente, potência, frequência). A aquisição destas 
medições é feita por leitura de um sinal de corrente ou tensão na saída de 
transdutores (Jardini, 2017). 
Segundo Jardini (2017), as saídas analógicas consistem na entrega de 
sinal de corrente (por exemplo, 4 a 20 mA) ou de tensão (por exemplo, ± 10 V) 
 
 
07 
pela UAC e são utilizadas para acionar eventuais indicadores e para dar o sinal 
de referência (set point) para equipamentos dedicados (regulador de tensão, 
regulador de potência, abertura de comportas do vertedouro). 
As UAC devem prever portas para comunicação (ponto a ponto ou para 
rede local padronizada) permitindo, assim, a aquisição de dados por comunicação 
de outros equipamentos (por exemplo, módulos de proteção digital) e envio de 
valor do controle da mesma forma (por exemplo, referência para um regulador de 
potência digital) (Jardini, 2017). 
 Durante a aquisição dos dados, deve ser previsto o teste de verificação de 
consistência de suas variáveis, a conversão para unidades de engenharia e a 
verificação de limites admissíveis (Jardini, 2017). 
1.2 ProteçõesAs proteções podem ser do tipo convencional ou digital, entendendo-se por 
digital aquela que compreende a aquisição do sinal (corrente, tensão) em 
intervalos discretos menor que 0,1 ciclo, filtragem, e processamento digital das 
informações com algoritmos específicos em cada aplicação (cálculo da 
impedância, por exemplo). A atuação é feita por meio de uma saída digital do relé 
(Jardini, 2017). 
Entretanto, quando escolhida a proteção digital, ela vem em forma 
independente das UAC, com hardware próprio de forma a oferecer uma 
segurança compatível com a que teria com uma proteção convencional (Jardini, 
2017). 
TEMA 2 – AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES 
O sistema digital de automação de subestação visa prover os meios para 
operação e manutenção desta. Ele se caracteriza por dois níveis hierárquicos: 
• o nível interface com o processo e aquisição de dados (relés de proteção, 
UTR e controladores); 
• o nível de comando e supervisão, também denominado sistema de 
supervisão e controle. 
No nível de interface com o processo encontram-se as unidades de 
aquisição de dados (UAC) e os outros equipamentos dedicados, como os relés de 
proteção, os equipamentos de oscilografia, as unidades para intertravamento e os 
 
 
08 
controladores de equipamentos tipo compensador estático, por exemplo (Jardini, 
2017). 
No nível de controle/proteção desenvolvem-se várias funções, algumas das 
quais estão listadas a seguir: 
• sinalização ou monitoração de estado (status) de equipamentos; 
• medição; 
• proteções; 
o de linha; 
o de transformador; 
o de barra; 
o de reator; 
o por perda de sincronismo, etc.; 
• monitoração das proteções; 
• religamento automático; 
• estimativa de localização de falta na linha; 
• proteção por falha de disjuntor; 
• controle de equipamentos de chaveamento (intertravamento); 
• sequência automática de chaveamentos; 
• monitoração de sobrecarga em transformadores; 
• controle local de tensão e fluxo de reativo; 
• corte seletivo de cargas (load shedding); 
• sincronização; 
• alarmes; 
• indicação e registro de sequência de eventos; 
• oscilografia; 
• autodiagnose (Jardini, 2017). 
A figura 5 apresenta uma arquitetura típica de um desses sistemas. No 
Brasil existem várias subestações digitalizadas, com, inclusive, proteção digital 
(Jardini, 2017). 
A rede pode ser simples ou redundante e as funções listadas anteriormente 
podem ser agrupadas em mais ou menos processadores, dependendo da 
importância da subestação (Jardini, 2017). 
 
 
 
 
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Figura 1 – Topologia básica do sistema de automação de usinas 
 
Fonte: Jardini, 2017, p. 6. 
Os sistemas digitais para a realização dessas funções podem variar de 
complexidade dependendo de como se pretende implementá-las, porém sempre 
será composto de um sistema central, um sistema de aquisição de dados com ou 
sem dispositivos de interface com o processo e por unidades dedicadas com 
objetivos específicos (proteção, oscilografia, por exemplo) (Jardini, 2017). 
A complexidade do sistema central é função do tamanho da subestação e 
da escolha se a subestação será assistida ou desassistida (telecomandada) 
(Jardini, 2017). 
A subestação é dita assistida quando tem operadores locais durante todo 
o tempo de serviço. É comum numa área haver várias subestações 
telecomandadas por meio de outra. Neste caso, o sistema central, na subestação 
no comando, deve ser composto de computadores em que residirá a interface 
homem-máquina (IHM) para os operadores (Jardini, 2017). 
Já na subestação desassistida (telecomandada), o sistema central pode 
ser simples, com apenas equipamentos para a comunicação e troca de dados 
com a subestação, que está no comando (Jardini, 2017). 
2.1 Arranjo das subestações 
A denominação arranjo é usada para as formas de se conectarem entre si 
as linhas, transformadores e cargas de uma subestação. O arranjo mais simples, 
barra singela, disjuntor singelo, está indicado na figura a seguir (Jardini, 2017). 
 
 
 
 
 
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Figura 6 – Arranjo de uma subestação 
 
Fonte: Jardini, 2017, p. 112. 
O disjuntor permite abrir ou fechar o circuito com carga. As seccionadoras 
não podem operar com carga, assim elas são abertas após ser aberto o disjuntor 
e são instaladas para isolar o disjuntor para sua manutenção. A faca de terra é 
operada quando a linha está desenergizada e serve para proteção contra ligação 
indesejada da linha pelo outro extremo. Na figura 6a todos os circuitos se 
conectam a mesma barra e são todos desligados quando ocorre um defeito nessa 
barra (Jardini, 2017). 
O arranjo da figura 6b inclui um disjuntor de barra (ou disjuntor de paralelo) 
e com este arranjo perde-se apenas parte dos circuitos quando ocorre um defeito 
numa seção de barra. Nesses arranjos, quando está sendo feita a manutenção 
num disjuntor, o circuito fica desligado. Por isso esses arranjos são usados em 
subestações de pequena importância, subestações de média tensão e 
subestações industriais em que cada carga é alimentada por dois circuitos vindos 
de locais independentes (Jardini, 2017). 
Quando existe o requisito de não perder o circuito, durante a manutenção 
do disjuntor pode-se usar o arranjo da figura 7. 
 
 
 
 
 
 
 
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Figura 7 – Arranjo de barra principal e transferência 
 
Fonte: Jardini, 2017, p. 112. 
Nesse arranjo em operação normal tem-se D1, D2, S12, S22, S13, S23 
ligados e S11, S21, SP1, SP2, DP desligados. Na ocasião de manutenção de D1 
as seguintes providencias são tomadas: 
• ligar S11, SP1, SP2 e depois DP; 
• desligar D1, S12, S13 (Jardini, 2017). 
Agora a corrente da linha passa por S11, SP1, DP, SP2 chegando à barra 
principal (Jardini, 2017). 
Como etapa final deve ser providenciada a transferência da proteção da 
linha 1, de forma que ela possa atuar em DP e não mais em D1 (Jardini, 2017). 
 
2.2 Proteções 
Num sistema de automação de uma subestação nova é utilizada proteção 
digital. Em particular, várias empresas têm modernizado as suas subestações 
existentes, quando, por exemplo, substituem o comando e controle convencional 
por digital (Jardini, 2017). 
Os grandes fornecedores de relés digitais costumam utilizar os módulos 
eletrônicos relés para fazer aquisição de alguns dados, como os estados do 
disjuntor e chaves (Jardini, 2017). 
Para distinguir a ordem de operação dos reles, esses dados devem ser 
adquiridos com resolução rápida (1 ms), coerentemente com o tempo de atuação 
 
 
012 
das proteções. Os relés de proteção digital possuem memórias que permitem 
armazenar a informação de operação e canais de comunicação que permitem 
transferi-las para o sistema de supervisão em que será usada a monitoração. O 
módulo relé digital não precisa comunicar os dados logo em seguida à atuação da 
proteção, podendo fazê-lo em tempos de até 1 s, visto que sua atuação é direta 
no disjuntor e os dados comunicados servem para monitoração apenas (Jardini, 
2017). 
TEMA 3 – PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS 
Em qualquer sistema elétrico avaliado, o principal objetivo da proteção é 
torná-lo capaz de oferecer um serviço cada vez mais contínuo, mais confiável, a 
um custo compatível e com segurança, ou seja, sempre obedecendo às normas 
dos órgãos que regulam o setor elétrico brasileiro e internacional (Rodrigues, 
2013). 
Na proteção existem certos parâmetros que identificam a qualidade e a 
eficiência, como rapidez para extinção da falha e sensibilidade. E com um 
planejamento correto é possível agir de maneira significativa em pontos cruciais, 
tais como: confiabilidade, segurança, tempo e gastos financeiros com manutenção 
corretiva e preventiva e a melhora no fornecimento de energia para o caso da 
transmissão e distribuição (Rodrigues, 2013). 
Ressalta-se que uma corrente de curto-circuito elevada que se mantém por 
um longo período de tempo pode provocar inúmeros danos ao sistema elétrico ou 
até mesmo um colapsona rede, portanto é altamente requerido que um sistema 
de proteção seja configurado de forma a garantir a eliminação do defeito no menor 
tempo possível, minimizando os danos e os custos, aumentando a segurança 
material e pessoal (Rodrigues, 2013). 
Os níveis de curto circuito devem ser sempre os mais baixos possíveis, a 
fim de minimizar os danos aos equipamentos em caso de curto. Contudo, nem 
sempre é possível se ter níveis baixos de curto-circuito, devido à queda de tensão, 
em regime permanente ou durante a partida de grandes cargas, que se tornaria 
excessiva. Em sistemas elétricos industriais, geralmente é mais fácil projetá-lo e 
dimensionar os equipamentos visando trabalhar com níveis mais baixos de curto-
circuito, porque o efeito indesejável da queda de tensão excessiva na partida das 
grandes máquinas pode ser mitigado com a utilização de equipamentos que 
 
 
013 
reduzem essa corrente, como equipamentos do tipo soft-starter (Rodrigues, 
2013). 
3.1 Coordenação de seletividade 
Antes de tudo é necessário definir o que é coordenação e seletividade. 
Segundo o dicionário, coordenação é “colaboração harmoniosa de partes e 
sequência normal de funções”, ou seja, coordenação de um sistema de proteção 
significa ajustar os parâmetros dos equipamentos de forma a garantir que, para 
uma falta em determinado ponto do sistema elétrico, a atuação dos relés ocorrerá 
de forma coordenada, com os relés mais próximos à falta atuando antes que os 
relés subjacentes, isolando e erradicando a falta. Caso os primeiros na ordem de 
atuação falhem, os próximos relés devem atuar, seguindo, assim, uma ordem de 
prioridade de operação (Rodrigues, 2013). 
A seletividade está atrelada ao conceito de coordenação, sendo que um 
sistema elétrico de proteção é dito seletivo quando, diante da ocorrência da falta 
em um ponto, apenas a menor parte do sistema de potência ao redor deste ponto 
é isolada pela proteção, garantindo que o restante do sistema (e suas respectivas 
cargas) continue a funcionar de forma satisfatória (Rodrigues, 2013). 
Garantir a coordenação e a seletividade do sistema de proteção é uma das 
tarefas mais difíceis no planejamento, principalmente em sistemas malhados, que 
possuem uma confiabilidade sensivelmente superior aos sistemas radiais 
(Rodrigues, 2013). Desta forma, qualquer defeito que ocorra em determinado 
ponto da rede resultará na atuação dos dispositivos mais próximos ao curto, 
garantindo que a menor parte necessária do sistema seja retirada de operação 
(Rodrigues, 2013). 
Assim, tanto a coordenação, a seletividade e a eficácia devem ser tratadas 
como prioridades no planejamento e na concepção de um sistema eficiente de 
proteção para qualquer ambiente (Rodrigues, 2013). 
 
 
 
014 
3.2 Relés de proteção 
Relés são dispositivos elétricos que são planejados/programados para 
responderem a determinada condição de entrada de modo pré-programado, e 
depois que certas condições são encontradas, causam uma operação de contato 
ou similar em um circuito de controle elétrico associado (Rodrigues, 2013). 
Figura 8 – Relé de proteção 
 
Existem classificações das funções de proteção que determinado relé 
possui, por exemplo, a função de sobrecorrente desses dispositivos. A proteção 
de sobrecorrente, cuja numeração segundo a IEC 61850 é 50 (sobrecorrente 
instantânea) e 51 (sobrecorrente de tempo inverso) é direcionada quase 
totalmente à extinção de faltas ocorrentes no sistema de potência, porém, devido 
à sua configuração, é possível também se obter certa proteção contra 
sobrecargas (Rodrigues, 2013). 
Segundo Rodrigues (2013), no âmbito dos relés podemos mencionar os 
seguintes: 
• relé de proteção diferencial (87); 
• relé de temperatura do óleo (função 26); 
• relé de nível de óleo (função 71); 
• relés de pressão de nível ou de fluxo, de líquido ou gás (função 63); 
• relé de distância (função 21); 
• relé de subtensão (função 27); 
 
 
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• relé de subcorrente ou subpotência (função 37); 
• relé térmico para máquina ou transformador (função 49); 
• relé de sobretensão (função 59); 
• relé de frequência (função 81). 
TEMA 4 – PROTOCOLOS DO SETOR ELÉTRICO 
O número de protocolos abertos criados especificamente para sistemas 
elétricos é restrito. É usual encontrarmos aplicações em subestações utilizando 
protocolos genéricos, como MODBUS, e protocolos proprietários (Coutinho, 
2015b). 
Até recentemente, os principais padrões abertos utilizados em sistemas 
elétricos eram o DNP3 e IEC 60870-5. Por meio deles, funções de automação 
estavam restritas a comandos remotos, anunciação de alarmes e envio de 
variáveis analógicas e digitais via rede de comunicação (Coutinho, 2015b). 
Em 2004 foi publicada a norma técnica internacional IEC 61850 que 
revolucionou, por assim dizer, a arquitetura de comunicação em sistemas 
elétricos. Esse novo padrão aproveitou a evolução das redes Ethernet para 
viabilizar não apenas as funções disponíveis nos padrões anteriores, mas também 
funções de proteção e automação com elevados requisitos de tempo (Coutinho, 
2015b). 
4.1 Protocolo DNP 3.0 
O protocolo DNP3 (Distributed Network Protocol) foi desenvolvido pela GE 
Harris, então Westronic, Inc., no início da década de 90. Em 1993 a 
responsabilidade de padronização e das especificações do protocolo passaram 
para o DNP3 Users Group, um grupo constituído de usuários e fabricantes que 
estavam utilizando o protocolo (Coutinho, 2015a). 
Utiliza essencialmente uma comunicação mestre-escravo, porém com 
suporte a mensagens não solicitadas – RBE (Report by exception). O protocolo 
DNP3 suporta a comunicação em modo balanceado (escravos podem iniciar a 
comunicação) e não balanceado (somente o mestre inicia a comunicação) 
(Coutinho, 2015a). 
O DNP3 é um protocolo orientado a evento, o que significa que a 
modelagem e padronização das mensagens na camada de aplicação são 
formatadas para retratar, por exemplo, mudanças nas entradas e saídas 
 
 
016 
analógicas e digitais, podendo conter a referência de tempo ou não (Coutinho, 
2015a). 
O frame DNP3 pode ser encapsulado em TCP/IP e encaminhado via rede 
Ethernet (Coutinho, 2015a). 
4.2 IEC 60870-5 
A norma IEC 60870-5 foi produzida pelo Comitê Técnico da Comissão 
Eletrotécnica Internacional 57, Grupo de Trabalho 03, e publicado 
progressivamente a partir de 1988 (Ferreira, Guerra, Guerra, 2017). 
As seções IEC 60870-5-1 até IEC 60870-5-5 são os principais documentos 
de especificação para a parte 5, o protocolo de transmissão que é parte do padrão 
(Ferreira, Guerra, Guerra, 2017). 
As seções dos padrões associados, ou simplesmente padrão associado, 
IEC 60870-5-101 até IEC 60870-5-104, são protocolos de aplicação criados para 
propósitos específicos (Ferreira, Guerra, Guerra, 2017). 
O padrão IEC 60870-5-101 proveu o primeiro trabalho completo sobre o 
protocolo Scada sobre o IEC 60870-5. Este define todas as funções e objetos de 
dados necessários no nível de aplicação para telecontrole operando em grandes 
distâncias geográficas, usando baixa largura de banda com comunicação bit-serial 
(Ferreira, Guerra, Guerra, 2017). 
O padrão associado IEC 60870-5-102 e o IEC 60870-5-103 proveem tipos 
de dados e funções que suportam sistemas de proteção elétrica. Estes incluem 
proteção de distância, proteção diferencial de linha e diferencial de transformador 
(Ferreira, Guerra, Guerra, 2017). 
O padrão associado IEC 60870-5-104 possui uma significância especial. 
Define operações de protocolos de transmissão sobre redes usando perfis de 
padrões de transporte específicos dos protocolos TCP e IP (Ferreira, Guerra, 
Guerra, 2017). 
4.3 IEC 61850 
Anteriormente falamos sobre protocolos apropriados para executar apenas 
telecomando (supervisão e comandos remotos) de subestações e usinas 
(DNP3 e IEC_104). No entanto, a norma IEC 61850 vai muito além. Ela não é 
exatamente um protocolo, mas é um conjuntode normas e padrões que 
estabelece uma arquitetura de comunicação para sistemas elétricos. Como 
https://industriaautomatica.wordpress.com/2015/09/26/protocolos-para-sistemas-eletricos-dnp-3-0/
https://industriaautomatica.wordpress.com/2015/09/26/protocolos-para-sistemas-eletricos-iec-60870-5-iec-101/
 
 
017 
veremos a seguir, ela estabelece protocolos que possibilitam aos sinais de 
proteção e automação trafegar via rede de comunicação atendendo os requisitos 
de tempo e confiabilidade necessários a todas as aplicações para sistemas de 
elétricos (Coutinho, 2015b). 
A IEC 6185 estabelece uma estrutura de comunicação que possibilita a 
interoperabilidade de dispositivos de diferentes fabricantes. A norma define 
basicamente três níveis de interface (barramentos) distintos para comunicação 
em uma subestação: 
• comunicação entre sensores e seus IEDs – barramento de processo; 
• comunicação entre IEDs – barramento de bay; 
• comunicação entre IEDs e supervisório – barramento de estação (Coutinho, 
2015b). 
Cada um desses barramentos de dados possui requisitos de comunicação 
particulares. 
Figura 9 – Níveis de comunicação IEC 61850 
 
Fonte: Coutinho, 2015b. 
Segundo Coutinho (2015b), o protocolo definido pela norma para o 
barramento de processo é o SV – Sample Values (IEC 61850-9). Ele ainda não é 
 
 
018 
utilizado concretamente devido às necessidades de evolução tecnológica dos 
equipamentos de campo (TCs, TPs, disjuntores etc.) 
O barramento de bay é modelado pelo protocolo Goose (Generic Objet 
Oriented Substation Event), o qual já está em pleno uso atualmente. Ele 
estabelece uma comunicação horizontal, ou seja, mensagens entre IEDs apenas 
(Coutinho, 2015b). 
O barramento de estação é modelado pelo protocolo MMS (Manufacturing 
Message Specification). Ele preenche o mesmo espaço dos protocolos DNP3 e 
IEC104, ou seja, padroniza a comunicação para mensagens de supervisão e 
comandos remotos (Coutinho, 2015b). 
TEMA 5 – PROCEDIMENTO DE REDE: SUBMÓDULO 2.7 
Os procedimentos de rede estabelecem os requisitos técnicos necessários 
para garantir o livre acesso às instalações de transmissão, a realização das 
atividades de planejamento e programação da operação eletroenergética, 
administração de serviços de transmissão de energia elétrica, proposição de 
ampliações e reforços para a rede básica e para as DITs, bem como as atividades 
de supervisão, coordenação e controle da operação do SIN (ONS, 2017). 
 Os procedimentos de rede propiciam transparência e embasamento 
técnico-operacional às atividades realizadas pelo ONS no exercício de suas 
atribuições e têm como principais clientes os agentes e órgãos do setor elétrico e 
a sociedade, como consumidora final de energia elétrica (ONS, 2017). 
5.1 Submódulo 2.7 
O objetivo deste submódulo é atribuir responsabilidades relativas aos 
requisitos de supervisão e controle para a operação e estabelecer os recursos que 
os agentes devem disponibilizar para o ONS (Submódulo 2.7, 2016). 
Este submódulo também tem por objetivo definir os recursos de supervisão 
que os agentes responsáveis por equipamentos instalados em subestações sob 
responsabilidade de outro agente devem fornecer aos agentes responsáveis pelas 
instalações compartilhadas (Submódulo 2.7, 2016). 
 
 
 
 
 
019 
5.1.1 Responsabilidades 
• Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS: 
o Avalia a qualidade e a disponibilidade dos recursos de supervisão e 
controle fornecidos pelos agentes de modo a garantir um conjunto de 
informações que descrevam o estado preciso do sistema elétrico. 
o Realiza a coordenação do planejamento de adequação das instalações 
existentes, bem como executa avaliações periódicas do andamento da 
implementação de adequações e de eventuais revisões deste 
planejamento. 
o Define e mantém atualizado com a evolução tecnológica um conjunto 
padronizado de protocolos de comunicação de dados para escolha pelos 
agentes nas suas interligações de dados. 
• Agentes: 
o Instalam os recursos de supervisão e controle e disponibilizam todas as 
informações a um ou mais centros de operação designados pelo ONS. 
o Garantem a qualidade e a disponibilidade dos recursos de supervisão e 
controle fornecidos ao ONS (Submódulo 2.7, 2016). 
5.1.2 Infraestrutura de supervisão e controle do ONS 
A infraestrutura de supervisão e controle do ONS, por estar baseada nos 
sistemas de supervisão e controle dos centros de operação do ONS, tem sua 
estrutura espelhada na organização estabelecida pelo ONS para os seus centros 
de operação, conforme apresentada no Submódulo 10.1. A figura a seguir ilustra 
a organização da infraestrutura de supervisão e controle do ONS. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
020 
Figura 10 – Infraestrutura de supervisão ONS 
 
Fonte: Submódulo 2.7, 2016, p. 8. 
• Legenda: 
o CNOS: Centro Nacional de Operação do Sistema; 
o COSR: Centro Regional de Operação do Sistema; 
o COSR-i: COSR instalado na localização “i”, nas cidades onde o ONS tem 
os seus COSR; 
o SSC: Sistema de Supervisão e Controle: 
 SSC-Li: SSC instalado na localização “i”, normalmente nas cidades 
onde o ONS tem os seus COSR. 
o SA: Sistema de Aquisição de Dados: 
 SAL: SA local, instalado nas mesmas dependências de um SSC; 
 SAR: SA remoto, instalado em outras dependências que não aquelas 
do SSC a que pertence. 
o CD: Concentrador de Dados; 
o UTR: Unidades Terminais Remotas; 
o SSCL: Sistema de Supervisão e Controle Local. 
 
 
 
 
021 
FINALIZANDO 
Nesta quinta aula apresentamos informações sobre a implementação de 
sistema de controle e proteção para a área de energia, como usina e subestação. 
Para implementarmos um sistema de controle/proteção em uma usina ou 
subestação, devemos inicialmente realizar um bom levantamento e planejamento 
da solução que será integrada. É importante que profissionais qualificados e com 
experiência na área façam parte desta etapa do projeto, pois apresentaram 
soluções consistentes e que atendem as necessidades da área. É muito 
importante que os profissionais que participarem do processo estejam atualizados 
com a normativas da área energética. 
 
 
022 
REFERÊNCIAS 
JARDINI, J. A. Sistemas elétricos de potência: automação. Escola Politécnica da 
Universidade de São Paulo. Disponível em: 
<https://social.stoa.usp.br/articles/0015/9029/1997-Jardini-Livro-pp1-294-
Sistemas-ElA_tricos-De-PotA_ncia-AutomaA_A_o.pdf>. Acesso em: 11 dez. 2017. 
COUTINHO, S. P. Protocolos para sistemas elétricos: DNP 3.0. Automação 
Industrial, 26 set. 2015a. Disponível em: 
<https://industriaautomatica.wordpress.com/2015/09/26/protocolos-para-sistemas-
eletricos-dnp-3-0/>. Acesso em: 11 dez. 2017. 
______. Protocolos para sistemas elétricos: IEC 61850. Automação Industrial, 26 
set. 2015b. Disponível em: 
<https://industriaautomatica.wordpress.com/2015/09/26/protocolos-para-sistemas-
eletricos-iec-61850/>. Acesso em: 11 dez. 2017. 
FERREIRA, K. B. F.; GUERRA, T. P.; GUERRA, G. de A. Fundamentos do IEC 
60870-5. IEC 60870. Disponível em: 
<http://iec60870.blogspot.com.br/2013/11/fundamentos-do-iec-60870-5_21.html>. 
Acesso em: 11 dez. 2017. 
RODRIGUES, J. M. Estudo tutorial da proteção de sistemas elétricos 
industriais. 171 f. Monografia (Engenharia Elétrica) – Universidade Federal de Juiz 
de Fora, Juiz de Fora, 2013. Disponível em: <http://www.ufjf.br/prh-
pb214/files/2014/01/Jonatas-Estudo-Tutorial-de-Prote%C3%A7%C3%A3o-de-
Sistemas-El%C3%A9tricos-Industriais.pdf>. Acesso em: 11 dez. 2017. 
ONS – Procedimento de Rede. Disponível em: <http://ons.org.br/pt/paginas/sobre-
o-ons/procedimentos-de-rede/o-que-sao>. Acesso em: 11 dez. 2017. 
Submódulo 2.7 – requisitos mínimos de supervisão e controle para a operação. 
ONS. Disponível em: 
<http://www.ons.org.br/%2FProcedimentosDeRede%2FM%C3%B3dulo%202%2F
Subm%C3%B3dulo%202.7%2FSubmodulo%202.7_Rev_1.0.pdf>. Acesso em: 11 
dez. 2017. 
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