Publicado em 03 Nov 2020

A conformidade da automação de sistemas de potência

Redação

Muitos acreditam que a rede elétrica inteligente é uma mudança revolucionária no seu funcionamento. Na realidade, é um passo incremental na longa evolução de adicionar automação à rede elétrica. Existem três partes genéricas para o sistema de automação operacional: a estação mestre (localização central/host), os dispositivos de interface remota, comumente chamados de unidades terminais remotas, e o sistema de comunicações. Os primeiros sistemas de controle de supervisão e aquisição de dados (supervisory control and data acquisition - SCADA) foram instalados na década de 1920, em que algumas subestações de alta tensão adjacentes às usinas (também conhecidas como estações geradoras) podiam ser monitoradas e controladas a partir da sala de controle da usina. Isso eliminou a necessidade de pessoal para as subestações 24 horas por dia, sete dias por semana, mesmo que as subestações estivessem a alguma distância da sala de controle da usina. Esses sistemas eram compostos por dois painéis de controle e monitoramento, um na subestação e outro na usina. Eventualmente, o quadro da subestação da usina foi reduzido a um único painel que poderia ser multiplexado para cada um dos painéis de controle da subestação. O controle do gestor da usina - usado para alterar a saída de um gerador - era essencialmente uma operação manual baseada nas instruções do centro de controle do sistema. Depois, as concessionárias começaram a se interconectar para trocar energia elétrica para reduzir os custos operacionais. Com isso, surgiu a necessidade de controlar a geração muito mais de perto, então os computadores analógicos foram desenvolvidos para monitorar e controlar a saída do gerador, fluxos de energia de linha de ligação e frequência. Após isso, os computadores analógicos foram aprimorados para programar a geração de cada gerador para fornecer o menor custo de geração. Essas funções foram chamadas como sistemas de gerenciamento de energia (EMS). Elas foram apoiadas por cálculos manuais offline para determinar qual empresa poderia produzir o próximo bloco de energia com o menor custo. As negociações foram conduzidas entre as concessionárias para definir os cronogramas de fluxo de energia de linha de ligação. Depois disso, os computadores e softwares digitais foram desenvolvidos para substituir os sistemas EMS analógicos. Os aplicativos de software foram desenvolvidos para incluir as funções de análise offline junto com os modelos de análise do sistema de transmissão. Os fornecedores modificaram o sistema operacional do computador para atender ao projeto e cada conjunto de software e o aplicativo era geralmente exclusivo para cada cliente. Portanto, quando os computadores precisavam ser atualizados ou mais funções eram necessárias, todo o sistema mestre tinha que ser substituído. Depois disso, foram desenvolvidos os sistemas operacionais de padrão aberto que suportavam aplicativos em tempo real. Alguns utilitários trabalharam para desenvolver e implantar sistemas de controle hierárquico. Os sistemas de nível inferior monitoravam e controlavam partes das redes de transmissão e distribuição. Isso reduziu o tamanho do banco de dados EMS e a quantidade de informações comunicadas ao sistema. Deve-se entender que já existem técnicas-padrão para avaliar a conformidade de implementações, bem como técnicas específicas de medição a serem aplicadas na determinação de parâmetros de desempenho.

Hayrton Rodrigues do Prado Filho – 

Atualmente, algumas concessionárias estão implantando os sistemas de controle distribuído com centros de controle de transmissão e distribuição de área. Outras concessionárias instalaram a distribution management systems regionais que se comunicam com subestações de distribuição, bem como com dispositivos alimentadores, ou seja, religadores, controladores de banco de capacitores, seccionalizadores e monitores de tensão do alimentador. Hoje, a comunicação com dispositivos alimentadores geralmente é sem fio.

Os processos de manobras de sistemas que são encarregados de gerar, transmitir e distribuir energia elétrica se utilizam da automação para realizar algumas destas tarefas que possam facilitar a vida profissional do operador das áreas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Estes processos às vezes independem do modo em que a energia é obtida, pois podem ser obtidas a partir de sistemas com turbinas a vapor, a gás, eólicas, hidráulicas, etc. Em alguns casos algumas concessionárias executam projetos de subestações denominadas de desassistidas, isto quer dizer que nã...

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