Por Manuel Bolotinha*

1.            INTRODUÇÃO

Para garantir a qualidade e continuidade de serviço as instalações elétricas têm que ser controladas em permanência, para que os níveis de produção de energia elétrica, as configurações da rede e o estado dos aparelhos de corte, manobra e proteção (aberto ou fechado) correspondam às necessidades momentâneas do consumo, os defeitos sejam eliminados no mais curto tempo possível, os comandos dos equipamentos dos aparelhos de corte, manobra e proteção seja feito de forma a evitar falsas manobras e o tipo e operações e respetivas sequências correspondam às necessidades dos diversos tipos de utilizadores, sejam eles industriais ou domésticos.

O comando e controle das instalações elétricas implicam a necessidade de vigiar um conjunto de parâmetros e de gerar ordens de comando, automáticas ou manuais.

A maior ou menor complexidade dos sistemas de comando e controle, o tipo e número de sinais a recolher e a transmitir e o tipo de equipamento a utilizar nos sistemas de comando e controle dependem da complexidade e da relevância da instalação elétrica e do grau de fiabilidade que é requerido para essa instalação.

Por exemplo, as necessidades para o comando e controle da instalação elétrica de uma pequena indústria sem componentes de automação são bem mais simples do que as necessidades de comando e controle, de uma central de produção de energia elétrica, de uma subestação ou de uma indústria pesada.

 

2.            TIPOLOGIA DOS SISTEMAS DE COMANDO E CONTROLE

O comando e controle de sistemas simples, como por exemplo o arranque de um motor sem interferência noutros equipamentos da instalação é normalmente realizado por meio de relés auxiliares e cabos (usualmente designado como “hardware”), de que se mostra um exemplo nas Figuras 1.1 e 1.2, onde estão representados, respetivamente, o circuito de potência de um motor elétrico com duplo sentido de rotação e o respetivo circuito de comando.

Figura 1.1 – Motor de duas velocidades – esquema de potência

Figura 1.2 – Motor de duas velocidades – esquema de comando

Em instalações com um pouco mais de complexidade e que envolvem o comando e controle de diversos equipamentos elétricos, como por exemplo o comando dos ventiladores do sistema de ventilação e desenfumagem de parques de estacionamento subterrâneos, a solução habitual é a de utilizar um sistema constituído por:

  • Equipamento de supervisão, constituído por um terminal de diálogo.
  • Equipamento de controle, constituído por uma Unidade Local (UL) programável (autómato – Figura 2), que inclui o IHM (Interface Homem-Máquina).
  • Equipamento de concentração de dados, constituído por uma unidade local de entradas e saídas (ES), não programável.
  • Rede de comunicação.
  • Equipamento de campo, constituído pelos sensores e aparelhos que enviam sinal, ou recebem comando, da UL e da ES.

Figura 2 – Autómato programável

Em instalações bastante mais complexas, como é caso, por exemplo, de subestações e centrais de produção de energia elétrica e com o desenvolvimento de unidades micro-processadas, que desempenham simultaneamente as funções de comando, controle, medida e proteção (designados por IED, o acrônimo inglês de “Intelligent Electronic Device”), é prática corrente utilizar-se um sistema descentralizado, designado por DCS (a sigla inglesa de “Distributed Control System”).

Os IED, de que mostra um exemplo na Figura 3, são programáveis, apresentam cerca de 5 a 12 funções de proteção[1], 5 a 8 funções de comando e controle, medidas de grandezas elétricas, portas de comunicação, oscilopertubografia, registo de acontecimentos e religação.

Figura 3 – IED

Os atuais IED são desenvolvidos para obedecerem ao estipulado na Norma IEC[2] 61850 (especificamente dedicada a automação de subestações), apresentando caraterísticas de inter-operacionalidade e de protocolos de comunicação definidos.

 

3.            DISTRIBUTED CONTROL SYSTEM (DCS)

O conjunto dos equipamentos que constituem o sistema DCS integra as seguintes funcionalidades:

  • Funções de proteção.
  • Aquisição de estados e alarmes.
  • Funções de comando de equipamentos.
  • Automatismos elétricos (sequências de operação, regulação de tensão em carga, equações lógicas de intertravamento e manobra).
  • Funções de registo de perturbações e oscilografia.
  • Aquisição das medidas elétricas.

O sistema apresenta vários níveis de hierarquia:

Nível 1: equipamento de campo.

Nível 2: unidades locais de comando, controle e proteção (IED).

Nível 3: posto central de comando e controle local (PCL).

Nível 4: posto remoto de comando e controle, habitualmente designado por SCADA, o acrônimo inglês de “Supervisory Control and Data Aquisition”)

O conjunto dos níveis 1, 2 e 3 é usualmente designado por SCCP (Sistema de Comando, Controle e Proteção).

A comunicação entre os diversos níveis é feita através de cabos de comando e controle e comunicação (ver Capítulo 9).

A rede de comunicações é do tipo Ethernet e de alta velocidade. A Norma IEC 61850 define o protocolo de comunicação e os requisitos para a rede de comunicações, que deve correr em rede TCP/IP ou redes LAN de subestações.

Quer o PCL quer o SCADA dispõem de IHM (teclado, monitores, impressoras, consolas de operação, etc.).

Uma forma simplificada da arquitetura típica deste sistema de comando, controle e proteção para uma subestação é apresentado na Figura 4.

Figura 4 – Arquitetura típica simplificada do sistema de comando, controle e proteção de uma subestação

Por questões de segurança, a atuação das proteções é feita diretamente sobre as bobinas de disparo dos disjuntores, sem passarem pelo SCCP, predominando a ordem de disparo sobre qualquer outra ordem emanada pelo sistema ou pelo SCADA.

 

4.            PROJETO DE COMANDO E CONTROLE

4.1. BASES DE PROJETO

A elaboração do projeto de comando e controle de uma instalação elétrica pressupõe que sejam definidos um conjunto de ações, que se passam a enumerar:

  • Definição dos equipamentos a comandar e controlar.
  • Tipos de comando e de controle a implementar.
  • Definição do tipo de sistema de comando e controle a implementar.
  • Estabelecimento da matriz de disparos por atuação das proteções.
  • Definição dos “set-points” das proteções.
  • Estabelecimento da matriz de intertravamentos a implementar.
  • Definição de sequências e automatismos sequenciais.
  • Sincronização de disjuntores[3] MAT, AT e MT.[4]
  • Eventuais situações de deslastre de cargas.
  • Definição das manobras de emergência.
  • Interações entre equipamentos e/ou sistemas, locais e/ou remotos.
  • Acontecimentos e perturbações a registar (oscilopertubografia).
  • Alarmes a gerar e seu tratamento.
  • Definição dos sinais binários e digitais de entrada e saída (ver Capítulo 6).
  • Grandezas elétricas a controlar e medir.
  • Temporizações a estabelecer.
  • Acontecimentos a transmitir remotamente.
  • Sinais de comando e controle a receber do(s) posto(s) de comando remoto.
  • Tipos de comunicações, quer no interior da instalação quer remotamente.

4.2. DIAGRAMAS LÓGICOS E EQUAÇÕES DE MANOBRA

O projeto do sistema de comando e controle inclui as instruções para a programação das unidades micro-processadas do SCCP, devendo ser considerados os intertravamentos, disparos, bloqueios e as eventuais sequências automáticas. Essas instruções podem ser elaboradas sob a forma de esquemas lógicos ou equações de manobra.

Os esquemas lógicos associam as proposições (representadas por letras maiúsculas) que traduzem as condições a observar com blocos lógicos de conjunção e disjunção.

Considera-se que um determinado acontecimento A assume os valores:

  • A = 1acontecimento verificado.
  • A = 0acontecimento não verificado.

As equações de manobra são estabelecidas usando a álgebra de Boole, estabelecendo equações entre as proposições que traduzem as condições a observar.

A álgebra de Boole é uma estrutura matemática que associa os operadores lógicos conjunção e disjunção aos operadores matemáticos adição e multiplicação e que permite utilizar as leis da álgebra para relacionar entre si proposições, que neste caso particular são os “acontecimentos

Os operadores lógicos considerados são ˅ (disjunção), que se associa à operação algébrica + e ˄ (conjunção) que se associa à operação algébrica x (ou .); 0 é o elemento neutro da operação algébrica + e denota que uma determinada proposição é falsa e 1 é o elemento neutro da operação algébrica x e denota que uma determinada proposição é verdadeira.

A verificação ou não de um acontecimento representa-se por:

  • Aacontecimento verificado.
  • acontecimento não verificado.

Considere-se uma subestação cujo esquema unifilar se representa na Figura 5. Pretende-se realizar a manobra de “Entrada em serviço do Painel Linha com By-Pass Tipo 2”, e que designaremos por acontecimento ES, admitindo que toda a instalação se encontra ligada a “Barras 2” (B2).

Figura 5 – Esquema unifilar de uma subestação

Utilizando esquemas lógicos para representar as condições que permitem realizar a manobra atrás referida, resulta:

Já utilizando a álgebra de Boole, obtém-se:

4.3. ESQUEMAS ELÉTRICOS DE COMANDO E CONTROLE

Conjuntamente com o(s) esquema(s) unifilar(es) da instalação, os esquemas elétricos de comando e controle, como o que está representado na Figura 1 constituem uma ferramenta indispensável na manutenção das instalações e na detecção de avarias.

Os esquemas de comando e controle devem conter todos os órgãos de comando, manual ou automático, os intertravamentos (caso existam), os equipamentos a serem controlados e comandados, os contos dos sistemas de proteção, os relés auxiliares necessários e respetivos contos, os sinalizadores de estado, de alarme e de defeito e os aparelhos de medida.

Estes esquemas devem ser completados com os esquemas de eletrificação dos quadros de potência e/ou de comando e controle, mostrando todas as ligações dos terminais dos equipamentos e dos terminais dos quadros (e a sua identificação), quer aos condutores de eletrificação, quer aos condutores dos cabos de comando e controle. Cada condutor de eletrificação deve ser marcado com uma etiqueta que identifique a ligação, de acordo com o critério estabelecido no projeto.

A Figura 6 mostra um exemplo de um esquema de eletrificação.

Figura 6 – Exemplo de um esquema de eletrificação

Complementarmente deve ser elaborada uma lista de cabos de comando e controle, onde constem:

  • Tipo de cabo, número de condutores e bitola.
  • Origem e destino.
  • Identificação do cabo, de acordo com o critério estabelecido no projeto.
  • Encaminhamento (opcional).

 

5.            COMANDO MANUAL LOCAL E INTERTRAVAMENTOS

Entende-se por comando manual local aquele que é realizado junto dos equipamentos. Por questões de segurança, este tipo de comando, salvo situações de emergência, apenas é possível com a autorização do responsável pela operação do sistema, que o “libertará” para a atuação de um operador designado.

Dependendo do tipo de sistema de comando, os intertravamentos podem ser estabelecidos por “hardware” ou “software”, ou por uma combinação de ambos.

Os intertravamentos instituídos só podem ser anulados por pessoal devidamente autorizado para o efeito:

  • Intertravamentos por “hardware”: por meio de comutadores de chave, só acessível a pessoal autorizado.
  • Intertravamentos “por software”: por meio de “palavra chave”, permitindo o acesso à anulação do intertravamento apenas a pessoal autorizado.

 

6.            SINAIS DE COMANDO E CONTROLE

As funções de comando e controle utilizam sinais de entradas e saídas binárias/digitais (0/1), respetivamente designadas por BI ou ED (digital inputs/entradas digitais) e BO ou SD (digital outputs/saídas digitais) e sinais de entradas e saídas analógicas (medida), respetivamente designadas por AI ou SA (analog inputs/entradas analógicas) e AO ou SA (analog outputs/saídas analógicas), que são gerados (sinais de saída) e interpretados (sinais de entrada) pelo sistema de comando e controle implementado na instalação.

Considerando uma subestação, por exemplo MAT/AT, as entradas e saídas binárias para comando e controle de uma chave seccionadora com comando elétrico dos contatos principais e contatos de terra, apenas com comando manual e intertravamento mecânico, com as facas de terra estão representadas na Tabela 1.

Tabela 1 – Lista de entradas e saídas binárias do seccionador

7.            MEDIDA E DE CONTAGEM DE ENERGIA

7.1. GRANDEZAS ELÉTRICAS

Para o controle das instalações elétricas é necessário vigiar um conjunto de grandezas elétricas. Também, por questões económicas, a energia elétrica, consumida ou produzida, necessita de ser controlada.

As grandezas elétricas que são habitualmente medidas e contadas nas instalações elétricas são as seguintes:

  • Tensão (alternada e contínua).
  • Corrente (alternada e contínua).
  • Potência ativa.
  • Potência reativa.
  • Energia ativa.
  • Energia reativa.
  • Frequência.
  • Desfasagem/fator de potência (cos φ)

7.2. APARELHOS DE MEDIDA. CARATERÍSTICAS E TIPOS CONSTRUTIVOS

Os aparelhos de medida mais vulgarmente utilizados são amperímetros, voltímetros, wattímetros, fasímetros e frequencímetros.

Estes aparelhos podem ser ligados diretamente no circuito a que respeitam, a conversores de medida (ver Capítulo 7.4) ou a transformadores de medição de corrente (TC) e de potencial (TP), dependendo do valor das grandezas que se pretendem medir.

A medição da potência, do fator de potência e da frequência da instalação é realizada através da informação dos respetivos valores de corrente e/ou potencial. Os wattímetros e fasímetros necessitam de ambos os sinais enquanto os frequencímetros apenas necessitam da informação da tensão.

Os primeiros aparelhos de medida eram eletromecânicos, analógicos, normalmente com ponteiro ou com lâmina, sendo atualmente eletrônicos, digitais (ver Figura 7).

Figura 7 – Voltímetro eletromecânico (esquerda) e voltímetro digital (direita)

Os frequencímetros eletromecânicos podem ser de ponteiro ou de lâminas vibrantes (ver Figura 8).

Figura 8 – Frequencímetro de lâminas vibrantes (esquerda) e frequencímetro de ponteiro (direita)

Os principais tipos construtivos dos aparelhos de medida eletromecânicos de ponteiro são:

  • Aparelhos de quadro móvel, ou bobina móvel.
  • Aparelhos de ferro móvel, ou ferromagnéticos.
  • Aparelhos eletrodinâmicos.

O princípio de funcionamento dos aparelhos de medida digitais baseia-se na utilização de um conversor analógico/digital, que transformam os sinais de entrada analógicos em sinais digitais, sendo os resultados apresentados num visor de cristal líquido (LCD – Liquid Crystal Display).

Os atuais aparelhos de medida digitais têm a possibilidade de utilizar o mesmo aparelho para a medida de grandezas diferentes (ver Figura 9).

Figura 9 – Aparelho de medida digital multifunções

Os aparelhos de medida, no que se refere à classe de precisão, que indica o erro de medição, classificam-se como:

  • Alta precisão: classes 0,1; 0,2; 0,3.
  • Média Precisão: classes 1,0; 1,5; 2,5.
  • Baixa precisão: classe > 2,5:

7.3. CONTADORES DE ENERGIA ELÉTRICA

Os contadores de energia elétrica podem ser monofásicos (BT[6]) ou trifásicos (MAT;AT;MT; BT), sendo ligados a:

  • A TC e TP nas redes MAT, AT e MT.
  • A TC e diretamente, nas redes BT, com correntes de serviço superiores a 45 A.
  • Diretamente, nas redes BT, com correntes de serviço até 45 A.

Nas instalações BT podem ter ligações a 4 fios (redes com neutro distribuído – Figura 10) ou a 3 fios (redes sem neutro distribuído – Figura 11).

Nas redes MAT, AT e MT as ligações são sempre a 3 fios.

Figura 10 – Ligação direta de contador de energia BT a 4 fios

Figura 11 – Ligação direta de contador de energia BT a 3 fios

Tal como no caso dos aparelhos de medida, os primeiros modelos dos contadores de energia elétrica eram eletromecânicos, sendo os atuais modelos eletrônicos, digitais (ver Figura 12).

Figura 12 – Contador eletromecânico (esquerda) e contador digital (direita)

O princípio de funcionamento dos contadores eletromecânicos baseia-se no fenómeno da indução eletromagnética descrito pela lei de Ampère-Maxwell.

Os modelos digitais permitem, usando o mesmo aparelho, a contagem de energia ativa e reativa, bem como a contagem de energia ativa em que a tarifa da energia não é a mesma durante o dia ou durante todos os dias da semana (situações de contratos de fornecimento de energia com dupla ou tripla tarifa).

Os contadores eletrônicos podem ainda dispor de uma porta de comunicação do tipo RS485 para transmissão à distância da energia contada.

7.4. CONVERSORES DE MEDIDA

Para melhorar a precisão da medição, minimizar as bitolas dos cabos e permitir uma transmissão direta dos dados de medida para os sistemas centralizados de comando e controle com tecnologia por processadores é prática corrente a utilização de conversores de medida, ligados aos transformadores de medição.

Este tipo de equipamento, que dependendo do tipo de grandeza podem necessitar ou não de alimentação auxiliar e de que a Figura 13 mostra o princípio de ligação e um exemplo, converte a quantidade física medida num sinal analógico, habitualmente de corrente contínua, sendo os valores mais comuns de saída 4-20 mA (o mais utilizado) e 0-10 V.

Nos conversores 4-20 mA ao valor de saída 4 mA corresponde o valor zero da grandeza medida. Se o sinal de saída do conversor for “zero”, tal significa que há falta de alimentação auxiliar do conversor, que este está avariado ou que há um defeito no circuito e/ou sensor a montante do conversor.

Outros sinais de saída disponibilizados pelos fabricantes são: 0-10 mA; 0-20 mA; 0-5 V.

Figura 13 – Esquema de ligações (esquerda) e exemplo (direita) de um conversor de medida

7.5. ANALISADORES DE REDE

O aumento do custo da energia elétrica, que afecta todos os consumidores, domésticos e industriais, conduziu à utilização de aparelhos que permitem analisar os diversos parâmetros da rede elétrica para que possam ser tomadas as decisões necessárias para reduzir o consumo de energia e melhorar a sua qualidadeanalisadores de rede.

Estes equipamentos, de que se mostra um exemplo na Figura 14, são normalmente utilizados em instalações elétricas MT e BT, medindo várias grandezas elétricas. Através do visor frontal é possível configurar e visualizar parâmetros elétricos e valores medidos, análise de harmônicos, controlar remotamente o sistema, detetar picos e cortes de tensão, entre outras funções.

Figura 14 – Analisador de rede

Os parâmetros mais habitualmente medidos e controláveis por este equipamento são:

  • Tensão simples e composta.
  • Intensidade de corrente.
  • Frequência.
  • Potência ativa.
  • Potência reativa (indutiva e capacitiva)
  • Potência aparente.
  • Fator de potência.
  • Pedido máximo de potência ativa
  • Pedido máximo de potência aparente
  • Pedido máximo de corrente.
  • Corrente de neutro.
  • Harmônicos e THD[7] da tensão e da corrente.
  • Energia ativa.
  • Energia reativa (indutiva e capacitiva).
  • Energia aparente.
  • Fator de pico (tensão).
  • Desequilíbrios de tensão e corrente.
  • Assimetria de fases (tensão e corrente).

 

8.            CABOS DE COMANDO E CONTROLE E COMUNICAÇÃO

Os cabos de comando e controle são utilizados nas instalações elétricas para a ligação dos transformadores de medição aos respetivos aparelhos e proteções, ou a unidades de comunicação, às bobinas de abertura e fecho, ou outro dispositivo de atuação, de disjuntores, contatores e interruptores, e outros equipamentos de comando e controle (interruptores de nível, pressostatos, contatos auxiliares dos equipamentos, etc.).

Habitualmente a tensão estipulada[8] é 0,6/1 kV ou 450/750 V, a alma condutora é em cobre, com as bitolas de 1,5 mm2, 2,5 mm2 e 4 mm2, isolamento e bainha exterior em PVC.

Estes cabos, usualmente, dispõem de vários condutores: 2, 3, 4, 5, 7, 10, 12, 14, 19, 24, 30 e 37, podendo, contudo atingir os 150.

É boa prática definir o número de condutores deste cabo considerando uma reserva de 20% sobre o número de condutores que vai ser efectivamente utilizado.

Cada condutor é identificado por uma cor ou por um número marcado no isolamento.

Para evitar interferências eletromagnéticas, devido à presença de cabos de potência nas proximidades, é recomendável que os cabos de comando e controle tenham uma blindagem (que é comum a todos os condutores) em cobre.

Figura 15 – Cabo de comando e controle

Os cabos de comunicação entre as diversas unidades descentralizadas de comando, controle e proteção e as unidades centrais de comando e controle, locais e remotas são habitualmente dos seguintes tipos:

  • Cabos UTP (“unshielded twisted pair”) 4x2x0,5 cat. 6 (Figura 16).
  • Cabos de fibra ótica monomodo ou multimodo com tubo de proteção IP 67[9] (Figura 17).

Figura 16 – Cabo UTP

Figura 17 – Cabo de fibra ótica

Os cabos de comando e controle e de comunicação devem ser segregados e instalados separados dos cabos de potência, a fim de evitar interferências eletromagnéticas.

Nas ligações os condutores devem ser identificados por etiquetas, sendo o princípio de identificação definido no projeto (Figura 18).

Figura 18 – Etiquetas de identificação

 

[1] A matéria relacionada com os sistemas de proteção das redes e equipamentos elétricos não é objecto deste artigo.

[2] IEC: International Electrotechnical Comission.

[3] A sincronização de disjuntores, feita através das informações dos transformadores de medição de potencial, é necessária na manobra de fecho na situação “live line – live bar” (linha e barramento ambos em tensão).

[4] MAT: Muito Alta Tensão; AT: Alta Tensão; MT: Média Tensão.

Sendo U (kVef) a tensão mais elevada da rede, de acordo com a Norma IEC 60038IEC standard voltages, ter-se-á: U ≥ 170 kV (MAT); 72,5 kV ≤ U ≤ 123 kV (AT); 1 kV < U ≤ 52 kV (MT).

[5] É habitual designar os contatos principais e de terra de interruptores e chaves seccionadoras MAT, AT e MT por “facas”.

[6] BT: Baixa Tensão (U ≤ 1 kV).

[7] THD: Total Harmonic Distortion – Distorção Harmônica Total.

[8] Valor estipulado (para equipamentos): Valor de uma grandeza fixado, em regra, pelo fabricante para um dado funcionamento especificado de um componente, de um dispositivo ou de um equipamento; este valor corresponde ao anteriormente designado por “valor nominal”, designação que atualmente é apenas utilizada para redes.

[9]  IP: Índice de proteção contra a penetração de corpos sólidos e de água (Norma IEC 60529).