Integração da rede de automação da distribuição com a rede corporativa

nov, 2012

Edição 81 – Outubro de 2012

Por Giancarlo Heck, Celio de Souza, Rodrigo Riella, Mário Klimkowski, Dilmari Seidel e Bruno Marchesi

Muito se tem falado sobre o conceito de redes inteligentes, ou smart grids, e várias empresas já estão investindo em projetos de pesquisa e desenvolvimento para criar e integrar as tecnologias que permitirão a implantação dessas redes. Dentre as tecnologias envolvidas, as de informação e de comunicação são fundamentais e de extrema importância para a troca de dados entre os diversos agentes envolvidos no controle das redes inteligentes, como os sistemas de supervisão e os sistemas gerenciais.

 

 

 

Sistemas de supervisão e aquisição de dados (Supervisory Control And Data Acquisition – SCADA) disponibilizados nas salas de comando de centros de operação são responsáveis pela operacionalização da automação de sistemas diversos. No caso de redes de distribuição de energia elétrica, tais sistemas são administrados pelos profissionais da área operacional das empresas e possuem desde informações de estado de equipamentos, como ligado ou desligado, até informações de medições de grandezas elétricas e mensagens de comando, como valores de tensão em barras de carga e comandos para acionamento, chaveamento ou desligamento de equipamentos, como transformadores e disjuntores.

Os sistemas de gerenciamento, como os das áreas de engenharia, de manutenção e de gestão financeira, utilizam os dados da operação, coletados e gerados pelos sistemas de supervisão, para a execução de suas tarefas. Por exemplo, o acesso aos dados de histórico da operação permite que a área de manutenção efetue análises de ocorrências e identifique padrões de comportamento nos equipamentos que indiquem a necessidade de uma ação preventiva, o que resulta no aumento da confiabilidade da rede e na diminuição do número de interrupções de serviço.

No entanto, devido às políticas de segurança, tais sistemas são operados em redes de dados exclusivas, rede de automação e rede corporativa, fisicamente desconectadas uma da outra, exigindo a criação de mecanismos de conexão e de transporte dos dados entre estas duas redes para que as informações sejam disponibilizadas de um lado para o outro e vice-versa.

Este trabalho apresenta a estratégia de integração da rede de dados da automação da distribuição da Companhia de Eletricidade do Paraná (Copel) com a sua rede de dados corporativa, ilustra o cenário atual da interligação entre as redes e relaciona o que deve ser implementado no futuro para que sejam atendidos os requisitos das redes inteligentes, como a comunicação de dados on-line entre as redes, além da off-line, visando à utilização dos dados em sistemas de gerenciamento em tempo real.

O trabalho detalha ainda os mecanismos utilizados para carregar uma base de dados de histórico, exibe as verificações empregadas no tratamento e na validação dos dados importados e mostra como a base de dados de histórico pode ser utilizada e explorada para o desenvolvimento de sistemas de gestão e análise da rede de distribuição de energia elétrica, visando à redução do número e da duração das interrupções no fornecimento de energia, o aumento do tempo de vida útil da rede, a diminuição dos custos de manutenção e a melhoria do planejamento de expansão desta, por meio de exemplos de extração de informações.

Estratégia de interligação das redes

A rede de automação da distribuição está instalada nas subestações de distribuição de energia elétrica e é coordenada a partir de um centro de operação da distribuição (COD) com a utilização de um sistema SCADA. Nesta rede são adotados procedimentos de controle de acesso e segurança da informação, pois nela trafegam informações de medições, de estado e de comando dos equipamentos de automação, como transformadores, disjuntores, relés de proteção, equipamentos eletrônicos inteligentes (Intelligent Electronic Devices – IEDs), entre outros. Tais informações associadas à correta operação da rede são responsáveis pela manutenção da disponibilidade do fornecimento de energia, o que evidencia a importância da rede.

No entanto, a rede corporativa é caracterizada pela diversidade de sistemas e de usuários que a utilizam, como sistemas de controle de visitantes utilizados por recepcionistas, sistemas de planejamento de expansão da rede utilizados por engenheiros, a possibilidade de acesso à internet, entre muitos outros. Estas características tornam a rede mais susceptível à ocorrência de falhas e perda de informações, que podem ser ocasionadas por defeitos em equipamentos, invasões ou infecções por vírus.

No cenário atual, a interligação entre as redes para a transferência de informações é realizada por meio de um microcomputador denominado gateway, como ilustrado na Figura 1. O gateway consiste em um microcomputador com duas interfaces de rede, cada uma conectada em uma das redes, e sua função é de copiar os arquivos de dados disponibilizados pelos servidores SCADA, na rede de automação, para uma pasta interna acessível a partir da rede corporativa por meio de compartilhamento. Nesta configuração, a segurança da rede de automação é garantida porque os usuários da rede corporativa não possuem acesso à outra rede, somente ao conteúdo disponibilizado na pasta compartilhada.

Figura1

Figura 1 – Arquitetura de interligação das redes no cenário atual.

Contudo, mesmo garantindo a integridade da rede de automação, a solução atual possui uma grande deficiência: ela não permite a transferência on-line de informações para a rede corporativa, pois é dependente da disponibilização dos dados pelos servidores SCADA e do processo de cópia de arquivos efetuado pelo gateway, restringindo o uso das informações a sistemas de consulta a dados de histórico ou de análise de pós-operação. Na seção 3 é apresentado um sistema que faz uso dos dados disponibilizados atualmente.

Até meados dos anos 2000, a arquitetura exibida na Figura 1 atendia com satisfação aos objetivos da automação da distribuição (Distribution Automation – DA), definida na época como “um conjunto de tecnologias que permitem a uma concessionária de energia monitorar, coordenar e operar remotamente componentes da distribuiç

ão em tempo real e de locais remotos” (IEEE/PES DA Tutorial de 1998). Mas, com a chegada do conceito das redes inteligentes, a automação da distribuição foi redefinida como “um conjunto de sensores, processadores e tecnologias de comunicação inteligentes que permitem a uma concessionária de energia monitorar e coordenar remotamente seus ativos e operar estes ativos de maneira ótima com ou sem intervenção manual” (Robert Uluski, EPRI em 2010).

Automação da distribuição inteligente

Com o surgimento do conceito das redes inteligentes, a mudança na definição da automação da distribuição acentuou-se. Como exemplo, a Figura 2 ilustra a visão do Instituto de Pesquisa em Energia Elétrica (Electric Power Research Institute – EPRI) sobre uma DA avançada, em que são identificadas várias tecnologias de automação, como controle centralizado e descentralizado da operação, reconfiguração automática, transferência de circuitos, geração distribuída, armazenamento de energia, IEDs, sensoriamento e monitoramento em tempo real da rede, entre outras.

Figura2

Figura 2 – Visão do EPRI de uma automação da distribuição avançada.

Para transformar esta visão em meta, uma série de princípios ajuda a guiar as atividades de estudo e implementação das redes inteligentes, são eles:

• Utilizar equipes interdepartamentais para determinar requisitos e aplicações;

• Antecipar futuras integrações quando tomar decisões sobre aplicações e bases de dados;

• Adotar critérios de segurança desde o princípio;

• Incluir interoperabilidade: adotar padrões e protocolos abertos;

• Assistir e aprender com o que os outros estão fazendo.

Voltando à análise para a infraestrutura de comunicação entre as redes e os sistemas envolvidos, mas agora considerando as funcionalidades necessárias para atender às tecnologias das redes inteligentes, elencamos alguns requisitos que devem ser implementados:

• Comunicação de dados on-line entre as redes;

• Criação de canais de comunicação para coleta de dados que não são trafegáveis pelas atuais tecnologias das redes de automação, como oscilografias de IEDs, dados de sensores e medidores, bem como para o envio de dados aos equipamentos, como a reparametrização automática de proteções;

• Centralização das informações em uma base de dados única, disponível para todas as áreas de interesse e com características de armazém de dados (data warehouse).

As informações expostas anteriormente reforçam a importância das tecnologias de informação e de comunicação como ferramentas de integração de dados de equipamentos e de fornecimento de dados para a implementação de sistemas de gestão das redes.

Alguns trabalhos estão sendo desenvolvidos no sentido de melhorar a integração das redes de dados das empresas, contudo, existe muito mais a ser realizado. Um exemplo de comunicação on-line de dados entre as redes de automação e a corporativa é a utilização de uma rede intermediária DMZ para conseguir transferir os dados da automação para a rede corporativa com segurança. No entanto, a solução é restrita aos dados existentes no SCADA e foi aplicada sobre a rede de transmissão de energia.

Utilização dos dados pelo sistema de análise de pós-operação

Nesta seção mostramos como uma base de dados de histórico foi constituída e utilizada para o desenvolvimento de um sistema de análise de pós-operação da rede de distribuição de energia elétrica, visando o aumento do tempo de vida útil da rede, a redução dos custos de manutenção e a melhoria do planejamento, por meio de exemplos de extração de informações.

O sistema de análise de pós-operação é formado pelos módulos de importação de dados, de análise automática e de consulta, todos trabalhando em torno de uma base de dados em comum, como ilustra a Figura 3. O sistema foi desenvolvido na linguagem de programação Java para ambiente Web, em conformidade com as tecnologias EJB3 e JSF, utilizando-se o sistema gerenciador de banco de dados PostgreSQL. Ainda, para a realização de alguns dos cálculos das análises, foi utilizada a biblioteca JAMA, um pacote básico de funções para cálculos com matrizes e álgebra linear. 

Figura3

Figura 3 – Arquitetura do sistema de análise de pós-operação.

A primeira tarefa automática do sistema é a importação dos arquivos da automação para a base de dados. Todo dia, em um horário programado, o sistema copia os arquivos disponibilizados pelo gateway em sua pasta compartilhada para uma pasta local e, em seguida, efetua a importação dos dados. Os principais arquivos de dados processados pela tarefa de importação são os de medições de tensão e de corrente das barras e dos alimentadores, bem como os de medições efetuadas em transformadores, todos correspondentes às subestações de distribuição da Copel (13,8 e 34,5 KV).

Logo após a importação dos dados é executado o processo de análise, o qual efetua cálculos complementares para criar novas informações sobre os valores básicos, fornecidos com intervalo de medição de minuto a minuto e, se necessário, gera alertas aos usuários do sistema para que situações anormais sejam verificadas. Sobre os dados básicos são calculadas as seguintes informações: médias hora a hora e semana a semana das tensões e correntes, energia consumida por dia nos alimentadores, pico máximo de potência diário, desequilíbrios de tensões e correntes, variações de frequência, contabilização de tensões críticas e precárias, entre outras.

Posteriormente, os usuários do sistema podem visualizar os dados importados e as informações calculadas por meio do módulo de consulta. Como exemplos de visualizações dos dados, a Figura 4 exibe uma tabela de indicadores de qualidade de tensão enquanto as Figuras 5 e 6 ilustram consultas aos valores das medições minuto a minuto e hora a hora, respectivamente.

Figura4

Figura 4 – Consulta aos indicadores de qualidade da tensão.

Figura5

Figura 5 – Consulta aos valores das medições minuto a minuto.

Em conjunto com o processo de análise dos dados, existe a possibilidade de emissão de notificações, que são mensagens geradas automaticamente pelo sistema para alertar os

usuários sobre situações anormais que necessitam de algum tipo de acompanhamento. As notificações são programadas para serem emitidas com base em critérios pré-definidos, não existindo um limite para suas utilizações. São exemplos de notificações: gateway N não localizado ou indisponível, tensão da fase A da subestação X e barramento Y fora dos limites da média anual ou da média móvel ou com desequilíbrio maior que 2%.

A base de dados do sistema possui capacidade para armazenamento de um histórico de três anos para os dados de medições minuto a minuto, maior volume de dados. Já para dados sumarizados, pretende-se manter um histórico de pelo menos cinco anos.

Figura 6

Figura 6 – Consulta aos valores das medições integralizadas hora a hora.

Ainda com o objetivo de fornecer ferramentas de análise dos dados para auxiliar o processo de tomada de decisões, foram criadas algumas análises sobre as informações disponibilizadas no sistema, sendo que outras estão em fase de análise para implementação futura.

Inicialmente, foram projetadas as análises mais complexas à parte do sistema, por meio de estudos realizados com a ferramenta de computação matemática avançada MATLAB e, posteriormente, houve a programação destas no sistema com o auxílio de um pacote Java para facilitar a manipulação de matrizes. Nas próximas subseções são apresentadas algumas das análises desenvolvidas.

Detecção de tensões críticas, precárias e/ou com alto desequilíbrio

Analisa as medições de tensão minuto a minuto quanto aos níveis de tensão aceitáveis, conforme definição dos valores críticos e precários estabelecidos no módulo 8 do Prodist, bem como avalia o desequilíbrio entre as fases e emite notificações caso sejam detectados valores foram dos padrões.

Tendência de crescimento da corrente

A tendência de crescimento da corrente é estimada pelo método estatístico de regressão robusta com a aplicação da função de mínimos quadrados sobre o cálculo de médias semanais de corrente. Este cálculo é realizado para evitar que distúrbios pontuais, que geralmente ocorrem na rede na forma de picos e quedas, interfiram nas análises dos dados. Os dados são sumarizados por semana, como uma média das medições hora a hora de corrente de cada fase.

No método de regressão robusta, os pontos que são considerados anomalias são normalizados e é gerada uma curva de tendência para estimar os próximos valores. Assim, é possível avaliar o comportamento da rede nas próximas semanas em função do histórico das medições e verificar se os alimentadores suportarão a carga para a qual foram dimensionados. Esta análise permite ainda estimar em quantas semanas o limite do alimentador será atingido. A Figura 7 exibe os gráficos com as curvas de tendência em conjunto com as médias de corrente.

Figura7

Figura 7 – Curvas de tendência de crescimento de corrente no alimentador Flores Bueno.

Violação de corrente

Verifica se a corrente medida nas fases ultrapassa os limites esperados. Também informa se um determinado número de pontos consecutivos está fora dos limites. As notificações informam o valor e o tempo que as medidas estão fora dos limites. O cálculo é realizado para todas as subestações e alimentadores no momento da importação de dados.

Conclusão

Este trabalho apresentou a estratégia atual de interligação da rede de automação da distribuição da Copel com sua rede de dados corporativa, expôs os requisitos que devem ser considerados para a implantação de uma solução de interligação que atenda às necessidades das redes inteligentes e exemplificou o uso da base de dados de histórico da operação mostrando o desenvolvimento do sistema de análise de pós-operação.

Sistemas de análise automática de dados, como o apresentado, são ferramentas fundamentais de trabalho para as equipes de engenharia das empresas do ramo, pois a análise diária de dados de centenas de alimentadores e barras de distribuição, existentes em empresas com o porte da Copel, é inviável de ser realizada manualmente. As notificações automáticas de desvios da normalidade, informadas pelos sistemas, permitem que as áreas responsáveis pela rede de distribuição tomem ações preventivas em possíveis eventos que, em curto ou médio prazo, podem comprometer a continuidade ou a qualidade da energia fornecida. Além disso, uma base de dados de histórico centralizada e confiável serve de fonte de dados para inúmeras áreas destas empresas.

O sistema apresentado foi desenvolvido dentro do programa de Pesquisa & Desenvolvimento da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

Referências

  • ALMEIDA, F. R. M. Sistema Scada e aplicação. Monografia de conclusão de curso de engenharia elétrica. Universidade Federal do Ceará (UFC). Fortaleza, nov. 2009.
  • PRODIST – Procedimentos de distribuição de energia elétrica no sistema elétrico nacional.
    • Módulo 8 – Qualidade de energia elétrica. Revisão 2, data de vigência 01/01/2011.
    • NIST Interim Smart Grid Standards Interoperability Roadmap Workshop, maio 2009.
    • http://grouper.ieee.org/groups/td/dist/da/NIST%20INTERIM%20SMART%20GRID%20WORKSHOP%20IEEE%20PES%20DAWG%20CONTRIBUTIONMay1st09.pdf.
    • HERMELING, C. Sistema de informação gerencial – compartilhando informações da automação na rede corporativa. VIII SIMPASE – Simpósio de automação de sistemas elétricos. Rio de Janeiro, ago. 2009.
    • PostgreSQL, Sistema gerenciador de banco de dados de código aberto, jan. 2009.
    • http://www.postgresql.org.br.
    • HICKLIN, J.; MOLER, C.; WEBB, P. Jama: a Java matrix package. NIST, 2005. Disponível em: <http://math.nist.gov/javanumerics/jama/>. Acesso em: 13 dez. 2010.
    • MATLAB – The language of technical computing. Versão: 7.10.0(R2010a). The mathWorks, 2010.

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* Giancarlo Covolo Heck é técnico em eletrônica, graduado em Ciência da Computação pela Universidade Federal do Paraná e mestre em Informática. Atualmente trabalha como pesquisador no Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento (Lactec).

Celio de Souza Brandão Filho &eac

ute; engenheiro eletricista, especialista em teleinformática pela Universidade Tecnológica Federal do Paraná. É especialista em Engenharia de Produção. Atualmente, atua como engenheiro do Departamento de Operação, Manutenção e Serviços da Companhia Paranaense de Energia (Copel DIS).

Rodrigo Jardim Riella é engenheiro eletrônico, com títulos de mestre e doutor em Engenharia Elétrica com ênfase em Processamento Digital de Sinais. Atualmente trabalha como pesquisador no Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento (Lactec).

Mario Klimkowski é engenheiro eletricista, especializado em distribuição de energia elétrica pela Universidade Mackenzie e pela Universidade de São Paulo. É mestre em Sistemas Elétricos de Potência pela Universidade de São Paulo. Desde 1995 é consultor do Lactec em projetos de pesquisa e desenvolvimento de novas tecnologias para modernização dos Sistemas Elétricos de Distribuição de Energia Elétrica.

Dilmari Seidel é bacharel em Ciência da Computação pela Universidade Federal do Paraná em 2004. Atualmente trabalha como pesquisadora no Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento (Lactec).

Bruno Marchesi é engenheiro eletrônico, com o título de mestre em Engenharia Biomédica. Atualmente trabalha como pesquisador no Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento (Lactec).

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