Guia prático para a automação inteligente de subestações na distribuição de energia elétrica

O sistema de automação de subestação (SAS), como o próprio nome sugere, destaca-se pela sua capacidade de substituir funções automatizadas por tarefas manuais do operador. As operações automatizadas desempenham um papel crucial na garantia da operação segura e confiável da transmissão e distribuição de energia elétrica. Suas funções incluem, mas não se limitam a, monitoramento, coleta de dados, proteção, controle e comunicação remota.

Anteriormente, as Unidades Terminais Remotas (RTUs) eram usadas exclusivamente como intermediárias entre os equipamentos de comutação de energia elétrica no nível de processo nas subestações e o sistema de gerenciamento de rede das concessionárias para fins de vigilância à longa distância (ver Figura 1 abaixo).

Essas unidades são equipadas com múltiplas entradas e saídas, servindo como interfaces de comunicação para centros de controle de rede remotos. As Unidades Terminais Remotas (RTUs) e o Centro de Controle de Rede (NCC) juntos constituem o Sistema de Supervisão, Controle e Aquisição de Dados (SCADA), conforme ilustrado na Figura 1.

Existem várias funções específicas notáveis do sistema de automação de subestação:

• Controle de transformação de tensão (Load Tap Changer Control)

• Proteção de equipamentos para barras, linhas, alimentadores, transformadores, geradores e outros equipamentos.

• Implementação de intertravamentos automatizados e mecanismos de comutação de equipamentos de comutação.

• Transmissão de dados de monitoramento para o centro de controle.

• Resolução de falhas no sistema de energia localmente ou remotamente.

• Estabelecimento de comunicação com outras subestações (intra-subestação) e centros de controle regionais.

Por exemplo, muitas funções no Sistema de Automação de Subestação (SAS) são coordenadas para restaurar automaticamente de falhas de equipamentos ou curto-circuitos. Essas funções envolvem vários dispositivos, com suas responsabilidades distribuídas entre equipamentos primários (como disjuntores, transformadores, transformadores instrumentais, etc.) e equipamentos secundários (como relés de proteção, unidades de fusão, dispositivos eletrônicos inteligentes).

Figura 1 - O Sistema de Automação de Subestação: Arquitetura dos Sistemas SCADA Clássicos

Consequentemente, o cabeamento e as conexões de fios entre esses dispositivos e equipamentos tornam-se complexos, exigindo esforços substanciais e tempo prolongado para manutenção, reparo, expansão ou modificações. Esforços foram feitos para reduzir a quantidade de cabeamento e fiação implementando redes de comunicação em série em diferentes níveis da hierarquia da subestação. Essas iniciativas levaram a soluções proprietárias desenvolvidas por fornecedores de equipamentos de subestação.

Grandes corporações, incluindo grupos sem fins lucrativos como a Arquitetura de Comunicação de Utilidades (UCA), composta por fornecedores de equipamentos de subestação e usuários de utilidades, estão ativamente trabalhando na melhoria das comunicações de subestação. Elas fazem isso participando do desenvolvimento de padrões internacionais para melhorar a compatibilidade funcional e propondo arquiteturas que oferecem maior largura de banda de rede. O objetivo é melhorar a confiabilidade da comunicação tanto dentro das subestações quanto entre diferentes subestações.

A arquitetura hierárquica de automação de subestação no SAS é categorizada com base em implementações tecnológicas. O sistema de automação de subestação compreende três níveis: o nível da estação, o nível da baia e o nível de processo (como ilustrado na Figura 2). Esses níveis podem ser aproveitados para alcançar diversas funcionalidades. Em termos de especificações técnicas, as dimensões de um sistema de automação de subestação (SAS) em subestações de transmissão de extra-alta tensão serão maiores em comparação com aquelas em subestações de distribuição de alta tensão.

Em subestações modernas, o nível da baia é uma característica comum, embora, nos primeiros dias do SAS, o conceito do nível da baia não fosse reconhecido.

Geralmente, sensores medem magnitudes extremamente grandes de corrente e tensão. Transformadores de corrente e tensão (TCs/TTs) são empregados para converter quantidades substanciais de corrente e tensão em valores padronizados, que são então alimentados nas entradas dos relés. Os valores escalonados geralmente correspondem a 5A (1A na Europa) para corrente e 120 Volts para tensão. Em essência, relés de proteção ou dispositivos eletrônicos inteligentes modernos implementam a lógica de proteção.

Figura 2 - A estrutura de um Sistema de Automação de Subestação, representando os níveis de estação, baia e processo

Esses dispositivos detectam e medem níveis de corrente e tensão elétrica para calcular certos valores que são monitorados pela lógica de proteção, como a corrente elétrica nos dois lados de um transformador de Extra-Alta Tensão (EAT)/Alta Tensão (AT). Quando um parâmetro excede um valor especificado (ajuste de disparo), a lógica de proteção agirá de acordo com uma sequência predefinida de etapas ou um algoritmo de controle programado. Geralmente, quando surge um problema, um sinal de disparo é enviado ao disjuntor correspondente para isolar uma linha ou barra.