O progresso de todos na proteção de sistemas elétricos

set, 2016

No meio da década de 1990, assisti a uma palestra de diversos fabricantes de relés de proteção. Eles apresentavam os novos relés microprocessados, suas diferenças dos relés eletromecânicos e estáticos, além de mostrar suas novas capacidades. Dentre elas, a multifuncionalidade, memória interna para oscilografia, funções de medição, facilidade de implementação de lógicas e entradas/saídas digitais, etc.

Durante as apresentações, sentados à minha frente no auditório, estavam dois engenheiros de proteção com longa experiência trabalhando em sistemas de proteção de usinas e linhas de transmissão. Talvez eles seriam os profissionais com mais experiência dentre os presentes. Dada minha posição, não pude deixar de ouvir o comentário entre eles: “Isso parece bom, mas só vai ser usado daqui uns 15 a 20 anos…”.

Hoje é muito fácil dizer que eles erraram muito, mas devemos usar essa história como exemplo para as ações a serem estabelecidas para o uso das novas tecnologias quando elas se apresentam.

Desde a década de 1980, as chamadas RTU ou UTR (Unidade Terminal Remota) são utilizadas para dotar o sistema de automação de subestação de habilidades que aumentaram a capacidade da automação desses sistemas, inclusive interligando os relés de proteção com o sistema supervisório. Inicialmente possibilitaram o monitoramento e controle simples produzindo uma automação lenta, e depois a integração dos dispositivos de controle e proteção com o uso de lógicas entre esses dispositivos.

Com a utilização dos relés microprocessados e da comunicação como base desses sistemas, o desenvolvimento dos Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IED) e a consolidação das aplicações com a norma IEC 61850, nota-se que:

  • Permite-se o acesso de dados a partir do barramento de processo até o sistema supervisório, sendo essas informações distribuídas para quaisquer dispositivos componentes do SAS;
  • Estabelecimento de uma arquitetura com funções distribuídas;
  • Elimina a necessidade de UTR;
  • Elimina o uso de grande quantidade de fios de cobre.

Entretanto, alguns projetistas e fornecedores permanecem presos a tecnologia convencional, promovendo a funcionalidade em uma única caixa e não a distribuição das funções. Muitos ainda utilizam diferente nomenclaturas como remotas, concentradores, controladores de bay, unidades remotas de entrada e saídas, gateways, computadores de estação, etc.

Em um trabalho desenvolvido pelos membros do Comitê de Estudo B5 (Proteção e Automação) do Cigré Brasil, através de uma pesquisa com profissionais do setor elétrico, foi constatado que, quando perguntado sobre o tipo de automação de subestação em sua empresa, temos:

  • Não existe subestação com serviço digital: 0%;
  • Existem sistemas digitais, mas nenhum baseado na norma IEC 61850: 16%;
  • Existem de um a dez sistemas digitais, baseados na norma IEC 61850: 42%;
  • Existem mais de dez sistemas digitais, baseados na norma IEC 61850: 42%.

Além da nova tecnologia e dos dispositivos disponíveis no mercado, é imperativo pensarmos na formação dos profissionais, técnicos e gerenciais, e nas estruturas organizacionais das empresas brasileiras.

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