Comando e controlo de instalações eléctricas

Publicado: 25 de outubro de 2017 Categoria: Artigos técnicos

Para garantir a qualidade e continuidade de serviço as instalações eléctricas têm que ser controladas em permanência, para que os níveis de produção de energia eléctrica, as configurações da rede e o estado dos aparelhos de corte, manobra e protecção (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 protecção seja feito de forma a evitar falsas manobras e o tipo e operações e respectivas sequências correspondam às necessidades dos diversos tipos de utilizadores, sejam eles industriais ou domésticos.

Comando e controlo de instalações eléctricas

1. INTRODUÇÃO

O comando e controlo das instalações eléctricas implica 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 controlo, o tipo e número de sinais a recolher e a transmitir e o tipo de equipamento a utilizar nos sistemas de comando e controlo dependem da complexidade e da relevância da instalação eléctrica e do grau de fiabilidade que é requerido para essa instalação.

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

2. TIPOLOGIA DOS SISTEMAS DE COMANDO E CONTROLO

O comando e controlo 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, respectivamente, o circuito de potência de um motor eléctrico com duplo sentido de rotação e o respectivo 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 controlo de diversos equipamentos eléctricos, 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 controlo, 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 eléctrica e com o desenvolvimento de unidades microprocessadas, que desempenham simultaneamente as funções de comando, controlo, medida e protecção (designados por IED, o acrónimo 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 protecção¹, 5 a 8 funções de comando e controlo, medidas de grandezas eléctricas, portas de comunicação, oscilopertubografia e registo de acontecimentos e religação.

Figura 3 – IED

Os actuais IED são desenvolvidos para obedecerem ao estipulado na Norma IEC² 61850 (especificamente dedicada a automação de subestações), apresentando características 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 protecção.
Aquisição de estados e alarmes.
Funções de comando de equipamentos.
Automatismos eléctricos (sequências de operação, regulação de tensão em carga, equações lógicas de encravamento e manobra).
Funções de registo de perturbações e oscilografia.
Aquisição das medidas eléctricas.

O sistema apresenta vários níveis de hierarquia:

Nível 1: equipamento de campo.
Nível 2: unidades locais de comando, controlo e protecção (IED).
Nível 3: posto central de comando e controlo local (PCL).
Nível 4: posto remoto de comando e controlo, habitualmente designado por SCADA, o acrónimo inglês de “Supervision, Control and Data Aquisition”)

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

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

A rede de comunicações é do tipo Ethernet e de alta velocidade – LONWORKS Local Operating Network (LON). A Norma IEC 61850 define os requisitos para a rede de comunicações, que deve correr em rede TCP/IP ou redes LAN de subestações. A maior parte dos IED existentes no mercado utilizam o “Protocolo LONTALK”.

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

Uma forma simplificada da arquitectura típica deste sistema de comando, controlo e protecção para uma subestação é apresentado na Figura 4.

Figura 4 – Arquitectura típica simplificada do sistema de comando, controlo e protecção de uma subestação

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

4. PROJECTO DE COMANDO E CONTROLO

4.1. BASES DE PROJECTO

A elaboração do projecto de comando e controlo de uma instalação eléctrica pressupõe que sejam definidos um conjunto de acções, que se passam a enumerar:

Definição dos equipamentos a comandar e controlar.
Tipos de comando e de controlo a implementar.
Definição do tipo de sistema de comando e controlo a implementar.
Estabelecimento da matriz de disparos por actuação das protecções.
Definição dos “set-points” das protecções.
Estabelecimento da matriz de encravamentos a implementar.
Definição de sequências e automatismos sequenciais.
Sincronização de disjuntores³ MAT, AT e MT⁴.
Eventuais situações de deslastre de cargas.
Definição das manobras de emergência.
Interacções 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 eléctricas a controlar e medir.
Temporizações a estabelecer.
Acontecimentos a transmitir remotamente.
Sinais de comando e controlo 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 projecto do sistema de comando e controlo inclui as instruções para a programação das unidades microprocessadas do SCCP, devendo ser considerados os encravamentos, 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 = 1 – acontecimento verificado.
A = 0 – acontecimento 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:

A – acontecimento verificado.
Ā – 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 ELÉCTRICOS DE COMANDO E CONTROLO

Conjuntamente com o(s) esquema(s) unifilar(es) da instalação, os esquemas eléctricos de comando e controlo, 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 controlo devem conter todos os órgãos de comando, manual ou automático, os encravamentos (caso existam), os equipamentos a serem controlados e comandados, os contactos dos sistemas de protecção, os relés auxiliares necessários e respectivos contactos, os sinalizadores de estado, de alarme e de defeito e os aparelhos de medida.

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

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

Figura 6 – Exemplo de um esquema de electrificação

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

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

5. COMANDO MANUAL LOCAL E ENCRAVAMENTOS

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 actuação de um operador designado.

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

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

Encravamentos "por hardware”: por meio de comutadores de chave, só acessível a pessoal autorizado.
Encravamentos “por software”: por meio de “palavra chave”, permitindo o acesso ao desencravamento apenas a pessoal autorizado.

6. SINAIS DE COMANDO E CONTROLO

As funções de comando e controlo utilizam sinais de entradas e saídas binárias/digitais (0/1), respectivamente 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), respectivamente 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 controlo implementado na instalação.

Considerando uma subestação, por exemplo MAT/AT, as entradas e saídas binárias para comando e controlo de um seccionador com comando eléctrico das facas principais e facas de terra, apenas com comando manual e encravamento mecânico, com as facas de terra estão representadas na Tabela 1.

Tabela 1 – Lista de entradas e saídas binárias do seccionador

MEDIDA E DE CONTAGEM DE ENERGIA

7.1. GRANDEZAS ELÉCTRICAS

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

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

Tensão (alternada e contínua).
Corrente (alternada e contínua).
Potência activa.
Potência reactiva.
Energia activa.
Energia reactiva.
Frequência.
Desfasagem (cos φ)

7.2 APARELHOS DE MEDIDA. CARACTERÍSTICAS E TIPOS CONSTRUTIVOS

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

Estes aparelhos podem ser ligados directamente no circuito a que respeitam, a conversores de medida (ver Capítulo 7.4) ou a transformadores de medida de intensidade (TI) e de tensão (TT), dependendo do valor das grandezas que se pretendem medir.

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

Os primeiros aparelhos de medida eram electromecânicos, analógicos, normalmente com ponteiro ou com lâmina, sendo actualmente electrónicos, digitais (ver Figura 7).

Figura 77 – Voltímetro electromecânico (esquerda) e voltímetro digital (direita)

Os frequencímetros electromecânicos 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 electromecânicos de ponteiro são:

Aparelhos de quadro móvel, ou bobina móvel.
Aparelhos de ferro móvel, ou ferromagnéticos.
Aparelhos electrodinâmicos.

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 actuais 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 medida, 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 ELÉCTRICA

Os contadores de energia eléctrica podem ser monofásicos (BT⁶) ou trifásicos (MAT;AT;MT; BT), sendo ligados a:

A TI e TT nas redes MAT, AT e MT.
A TI e directamente, nas redes BT, com correntes de serviço superiores a 45 A.
Directamente, 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 directa de contador de energia BT a 4 fios

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

Tal como no caso dos aparelhos de medida, os primeiros modelos dos contadores de energia eléctrica eram electromecânicos, sendo os actuais modelos electrónicos, digitais (ver Figura 12).

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

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

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

Os contadores electrónicos 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 das medidas, minimizar as secções dos cabos e permitir uma transmissão directa dos dados de medida para os sistemas centralizados de comando e controlo com tecnologia por processadores é prática corrente a utilização de conversores de medida, ligados aos transformadores de medida.

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 eléctrica, que afecta todos os consumidores, domésticos e industriais, conduziu à utilização de aparelhos que permitem analisar os diversos parâmetros da rede eléctrica para que possam ser tomadas as decisões necessárias para reduzir o consumo de energia e melhorar a sua qualidade – analisadores de rede.

Estes equipamentos, de que se mostra um exemplo na Figura 14, são normalmente utilizados em instalações eléctricas MT e BT, medindo várias grandezas eléctricas. Através do visor frontal é possível configurar e visualizar parâmetros eléctricos e valores medidos, análise de harmónicas, controlar remotamente o produto, detectar 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.
Tensão referencia Terra-Neutro.
Intensidade de corrente.
Frequência.
Potência activa.
Potência reactiva (indutiva e capacitiva)
Potência aparente.
Factor de potência.
Pedido máximo de potência activa
Pedido máximo de potência aparente
Pedido máximo de corrente.
Corrente de neutro.
Harmónicas e THD⁷ da tensão e da corrente.
Energia activa.
Energia reactiva (indutiva e capacitiva).
Energia aparente.
Factor de pico (tensão).
Desequilíbrios de tensão e corrente.
Assimetria de fases (tensão e corrente).

8. CABOS DE COMANDO E CONTROLO E COMUNICAÇÃO

Os cabos de comando e controlo são utilizados nas instalações eléctricas para a ligação dos transformadores de medida aos respectivos aparelhos e protecções, ou a unidades de comunicação, às bobinas de abertura e fecho, ou outro dispositivo de actuação, de disjuntores, contactores e interruptores, e outros equipamentos de comando e controlo (interruptores de nível, pressostatos, contactos auxiliares dos equipamentos, etc.).

Habitualmente a tensão estipulada⁸ é 0,6/1 kV ou 450/750 V, a alma condutora é em cobre, com as secções 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 electromagnéticas, devido à presença de cabos de potência nas proximidades, é recomendável que os cabos de comando e controlo tenham uma blindagem (que é comum a todos os condutores) em cobre (este cabo em Portugal é designado por VHV, de acordo com a Norma NP⁹ 2361).

Figura 15 – Cabo de comando e controlo

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

Cabos UTP (“unshielded twisted pair”) 4x2x0,5 cat. 6 (Figura 16).
Cabos de fibra óptica monomodo ou multimodo com tubo de protecção IP 67¹⁰(Figura 17).

Figura 16 – Cabo UTP

Figura 17 – Cabo de fibra óptica

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

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

Figura 18 – Etiquetas de identificação

NOTAS:

A matéria relacionada com os sistemas de protecção das redes e equipamentos eléctricos não é objecto deste.
IEC: International Electrotechnical Comission.
A sincronização de disjuntores, feita através das informações dos transformadores de medida de tensão, é necessária na manobra de fecho na situação “live line – live bar” (linha e barramento ambos em tensão).
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 60038 – IEC standard voltages, ter-se-á: U ≥ 170 kV (MAT); 72,5 kV ≤ U ≤ 123 kV (AT); 1 kV < U ≤ 52 kV (MT).
É habitual designar os contactos principais e de terra de interruptores e seccionadores MAT, AT e MT por “facas”.
BT: Baixa Tensão (U ≤ 1 kV).
THD: Total Harmonic Distortion – Distorção Harmónica Total.
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 – RTIEBT (Regras Técnicas das Instalações Eléctricas de Baixa Tensão); este valor corresponde ao anteriormente designado por “valor nominal”, designação que actualmente é apenas utilizada para redes.
NP: Norma Portuguesa.
IP: Índice de protecção contra a penetração de corpos sólidos e de água (Norma IEC 60529).

Manuel Bolotinha, MSc, é licenciado em Engenharia Electrotécnica (Ramo de Energia e Sistemas de Potência) pelo IST/UL – 1974 – e Mestre em Engenharia Electrotécnica e de Computadores pela FCT-UNL – 2017.
A sua actividade profissional desenvolve-se nas áreas do projecto, fiscalização de obras e gestão de contratos de empreitadas de instalações eléctricas de alta média e baixa tensão, não só em Portugal, mas também em África, na Ásia e na América do Sul.
É membro Sénior da Ordem dos Engenheiros e membro do IEEE, Formador Profissional, credenciado pelo IEFP, conduzindo cursos de formação, de cujos manuais é autor, em Portugal, África e Médio Oriente e autor de diversos artigos técnicos publicados em Portugal e no Brasil e de livros técnicos, em português e inglês, e tem proferido palestras na OE, ANEP, FCT-UNL, IST e ISEP.