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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA - PPgEE
Carlos Augusto de Oliveira Jr.
DESENVOLVIMENTO DE UM PROTOCOLO DE
COMUNICAÇÃO PARA AUTOMAÇÃO DE
SUBESTAÇÕES MÓVEIS VIA SATÉLITE
Natal/RN
Dezembro de 2005
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Carlos Augusto de Oliveira Jr.
DESENVOLVIMENTO DE UM PROTOCOLO DE
COMUNICAÇÃO PARA AUTOMAÇÃO DE
SUBESTAÇÕES MÓVEIS VIA SATÉLITE
Dissertação de mestrado com o objetivo da obtenção do grau de mestre em
Engenharia Elétrica submetida ao Programa de Pós-graduação em Engenharia
Elétrica da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, na área de
concentração Automação de Sistemas de Energia Elétrica.
Orientador:
Prof. Dr. Marcos Antonio Dias de Almeida
Co-orientador:
Prof. Dr.-Ing. Manoel Firmino de Medeiros Jr.
Natal/RN
Dezembro de 2005
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Divisão de Serviços Técnicos
Catalogação da publicação na fonte. UFRN / Biblioteca Central Zila Mamede
Oliveira Júnior, Carlo
s Augusto de.
Desenvolvimento de um protocolo de comunicação para automação de
subestações móveis via satélite / Carlos Augusto de Oliveira Júnior. - Natal, RN,
2005.
68 f.
Orientador : Marcos Antonio Dias de Almeida.
Co-orientador : Manoel Firmino de Medeiros Júnior.
Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte.
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica.
1. Automação – Dissertação. 2. Protocolos de comunicação – Dissertação. 3.
Subestações elétricas – Dissertação. 4. Satélite – Dissertação. I. Almeida, Marcos
Antonio Dias de. II. Medeiros Júnior, Manoel Firmino de. III. Título.
RN/UF/BCZM CDU 681.5(043.3)
Carlos Augusto de Oliveira Jr.
DESENVOLVIMENTO DE UM PROTOCOLO DE
COMUNICAÇÃO PARA AUTOMAÇÃO DE
SUBESTAÇÕES MÓVEIS VIA SATÉLITE
Dissertação de mestrado com o objetivo da obtenção do grau de mestre em
Engenharia Elétrica submetida ao Programa de Pós-graduação em Engenharia
Elétrica da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, na área de
concentração Automação de Sistemas de Energia Elétrica.
Aprovado em: ___/___/_____
_______________________________________
Prof. Dr. Marcos Antonio Dias de Almeida
________________________________________
Prof. Dr.-Ing. Manoel Firmino de Medeiros Jr.
______________________________________
Prof. Dr. Paulo Sérgio da Motta Pires
______________________________________
Prof. Dr. Gilbert Azevedo da Silva
Aos meus pais, minha família, e a Eli,
pelo incentivo e pela compreensão nos momentos de ausência.
Agradecimentos
• A Deus;
• Ao professor Marcos Dias. Sem o seu apoio e compreensão, este trabalho
não seria possível;
• Ao professor Manoel Firmino, pelo apoio e pelo exemplo;
• Ao PPgEE da UFRN, por permitir o desenvolvimento deste mestrado;
• À Cosern, por ter acreditado no meu trabalho e potencial;
• À Autotrac que, em parceria com a Cosern, apoiou este projeto;
• A Albany Pita Xavier, Roberval, Raimundo D’Anjour e Daniel Braz. Estas
pessoas também foram fundamentais no desenvolvimento deste trabalho;
• Aos professores Gilbert Azevedo e Paulo Motta, pela disponibilidade;
• E às pessoas que de alguma forma aqui contribuíram, direta ou
indiretamente.
Resumo
Uma das decisões técnicas mais importantes para se automatizar uma
subestação e torná-la desassistida refere-se ao meio de comunicação entre esta
subestação e o Centro de Operações. Normalmente as empresas do setor elétrico
optam por usar rádio ou fibra ótica, dependendo das distâncias e infra-estrutura
disponível em cada situação.
Essa regra se aplica a subestações comuns. Subestações móveis são um
caso particular, pois são concebidas para uso em situações sazonais,
emergências, manutenções preventivas ou corretivas. Dessa forma, as soluções
de telecomunicações para subestações comuns não são facilmente aplicáveis às
móveis, seja devido à inexistência de infra-estrutura (meio de comunicação), ou
à dificuldade de inserir, em um curto espaço de tempo, as informações da
subestação móvel numa rede de automação existente.
Considera-se, então, que para atender aos requisitos de mobilidade
apresentados, o meio de comunicação ideal deve fornecer cobertura em uma
grande área geográfica. Os custos de implantação de uma infra-estrutura desse
porte são muito elevados, porém os serviços de uma operadora existente podem
ser usados. Dois serviços que atendem bem a esses requisitos são o satélite e a
telefonia celular.
Neste trabalho, é apresentada uma solução para automação de
subestações móveis através de enlace via satélite. O projeto foi implantado na
concessionária de energia COSERN, com sucesso. A operação tornou-se
transparente aos operadores. Outros benefícios obtidos foram segurança
operacional, qualidade no fornecimento de energia elétrica e redução de custos.
A solução apresentada é um projeto piloto, voltado não só para
subestações, mas para aplicações cujo volume de dados transmitidos seja
pequeno, e há dificuldades quanto ao meio de comunicação. Apesar do satélite
ter sido usado, pode-se obter o mesmo resultado usando-se a telefonia celular,
através de Short Messages ou via rede de comutação de pacotes, como o GPRS
ou o EDGE.
Abstract
One of the most important decisions to turn a substation automatic and no
attended it relates to the communication media between this substation and
Operation Center. Generally energy companies uses radio or optic fiber,
depending of distances and infrastructure of each situation.
This rule applies to common substations. Mobile substations are a
particular case, therefore they are conceived for use at provisional situations,
emergencies, preventive or corrective maintenance. Thus the telecommunication
solution used at common substations are not applied so easily to mobile
substations, due absence of infrastructure (media) or difficulty to insert the
mobile substation data in existing automation network not long.
The ideal media must supply covering in a great geographic area to satisfy
presented requirements. The implantation costs of this big infrastructure are
expensive, however a existing operator may be used. Two services that fulfill
that requirements are satellite and cellular telephony.
This work presents a solution for automation of mobile substations through
satellite. It was successfully implanted at a brazilian electric energy
concessionaire named COSERN. The operation became transparent to operators.
Other gotten benefits had been operational security, quality in the supply of
electric energy and costs reduction.
The project presented is a new solution, designed to substations and
general applications where few data should be transmitted, but there is
difficulties in relation to the media. Despite the satellite having been used, the
same resulted can be gotten using celullar telephony, through Short Messages or
packet networks as GPRS or EDGE.
Lista de ilustrações
Figura 2.1 Arquitetura de automação usando cartões de saídas e de entradas analógicas
e digitais............................................................................................................19
Figura 2.2 Arquitetura de automação usando protocolos de comunicação...................21
Figura 2.3 Componentes principais de um sistema SCADA........................................23
Figura 2.4 Tela de um sistema supervisório............................................................25
Figura 3.1 Ciclo Pergunta-resposta do mestre para o escravo....................................28
Figura 3.2 Representação gráfica da varredura cíclica..............................................29
Figura 3.3 Representação da técnica de Envio por Exceção.......................................31
Figura 3.4 Representação da técnica de Mensagens Não-solicitadas...........................33
Figura 4.1 Vistas laterais da SE Móvel da COSERN...................................................42
Figura 4.2 Detalhes da montagem da SE Móvel em subestação fixa...........................43
Figura 4.3 Arquitetura do sistema implementado na COSERN....................................46
Figura 4.4 Fluxograma simplificado do programa Redirecionador...............................48
Figura 4.5 Visor de Telas do SAGE.........................................................................49
Figura 4.6 Visor de Alarmes do SAGE.....................................................................50
Figura 4.7 Editor de telas SigDraw.........................................................................51
Figura 4.8 Tela principal da SE Móvel no Sistema Supervisório..................................53
Figura 4.9 Tela de medição da SE Móvel no Sistema Supervisório..............................54
Figura 4.10 Arquitetura do sistema proposta para a COSERN....................................56
Figura 4.11 Tela da SE Móvel sem comunicação......................................................58
Lista de Tabelas
Tabela 2.1 Grandezas normalmente medidas através de cartões de entrada analógica.20
Tabela 3.1 Camadas do modelo OSI e descrição......................................................27
Tabela 3.2 Protocolos normalmente usados em subestações.....................................27
Tabela 4.1 Pontos de supervisão e controle escolhidos para a SE Móvel......................44
Tabela 4.2 Tabela verdade de pontos duplos para Estado de Disjuntores....................57
Lista de abreviaturas e siglas
CA: Corrente Alternada.
CC: Corrente Contínua.
CELPE: Companhia Energética de Pernambuco.
COELBA: Companhia Energética da Bahia.
COI: Centro de Operação e Informação da COSERN.
COSERN: Companhia Energética do Rio Grande do Norte.
CRC: Cyclic Redundant Check.
DEC: Duração Equivalente por Consumidor.
DNP3.0: Distributed Network Protocol version 3.0
GPS: Global Positioning System.
IEC60870-5: Protocolo definido pela Internacional Electrotechnical
Comission para automação de redes distribuídas.
IED: Intelligent Electronic Device.
ISO: International Standards Organization.
MIP: Mobile Interface Protocol.
OSI: Open Systems Interconnection Reference Model.
P3C: Protocolo de Comunicação Compacto da COSERN.
SAGE: Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia.
SALL: State And Logic Language.
SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition.
SE: Subestação.
TC: Transformador de Corrente.
TP: Transformador de Potencial.
UTR: Unidade Terminal Remota.
UTM: Unidade Terminal Mestre.
Sumário
1 Introdução.......................................................................................................15
2 Automação de Subestações de Energia Elétrica.....................................................17
2.1 Unidades Terminais Remotas........................................................................18
2.2 SCADA......................................................................................................22
3 Protocolos de Comunicação SCADA.....................................................................26
3.1 Envio por Exceção.......................................................................................30
3.2 Varredura de Integridade.............................................................................31
3.3 Mensagens Não-solicitadas..........................................................................32
4 Automação de Subestações Móveis.....................................................................34
4.1 Meio de Comunicação..................................................................................35
4.2 Sistema Via Satélite....................................................................................37
4.3 Protocolo de Comunicação...........................................................................38
4.4 Estudo de Caso...........................................................................................41
4.5 Sugestão de Trabalhos Futuros.....................................................................55
5 Conclusões.......................................................................................................60
Referências.........................................................................................................62
Anexo I – Definições do Protocolo P3C....................................................................64
15
1 Introdução
O desempenho das concessionárias quanto à continuidade do serviço
prestado de energia elétrica é medido pelas agências fiscalizadoras com base em
indicadores específicos. A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL –
especifica metas para os indicadores, as quais geram multas caso não sejam
cumpridas pelas concessionárias.
A busca da melhoria da qualidade tem levado naturalmente as
concessionárias a automatizarem seu parque instalado, minimizando
interrupções e o tempo de restabelecimento. Uma conseqüência natural é tornar
as subestações desassistidas, ou seja, sem operadores fixos nos centros de
controle, já que a operação do sistema passa a ser centralizada e informatizada.
Ainda visando à qualidade do fornecimento, tem se tornado freqüente o
uso de subestações móveis, que são unidades de reserva para várias
subestações convencionais, com a facilidade de poderem ser conectadas ao
sistema em um curto espaço de tempo. Sua utilização se torna ainda mais
importante ao assegurar, rapidamente, a reposição dos serviços de energia em
emergências, tais como incêndios ou inundações, ou repondo centros vitais, tais
como áreas de conservação de alimentos, produtos medicinais, hospitais,
escolas, cargas temporárias para obras ou sazonais, etc (TRAFO, 2004). Outra
aplicação comum para as subestações móveis é a execução de reparos e
manutenções preventivas em transformadores de potência de subestações, sem
a necessidade de interrupção do fornecimento de energia elétrica.
Devido à sua característica natural de mobilidade, automatizar uma
subestação móvel requer uma solução especial. A grande dificuldade está no
meio de comunicação, já que a subestação móvel pode ser instalada em vários
pontos de uma grande área geográfica (toda a área de concessão), e
16
normalmente a concessionária não dispõe de infra-estrutura de telecomunicações
e automação adequada a esta particularidade, considerando os curtos espaços de
tempo disponíveis para instalação.
Assim, para atender às necessidades apresentadas, e visando evitar custos
altos de implantação de uma nova infra-estrutura, é possível utilizar-se os
serviços de uma operadora de telecomunicações existente. Este trabalho
apresenta a solução desenvolvida para automação de subestações em redes de
telecomunicações com troca de mensagens, como o Short Message da telefonia
celular ou alguns sistemas de satélite. A solução consistiu no desenvolvimento de
um protocolo de comunicação cuja característica principal é a quantidade
reduzida de caracteres para trafegar as informações, visando ao uso de
mensagens binárias com quantidade de caracteres limitado.
Além do presente texto de introdução, este trabalho é composto por mais
quatro capítulos. O Cap. 2 apresenta uma fundamentação geral sobre automação
de subestações de energia elétrica; a seguir, o Cap. 3 apresenta detalhes sobre
protocolos de comunicação usados em sistemas SCADA. O Cap. 4 apresenta a
arquitetura da solução, além do estudo de caso de uma implementação e os
resultados obtidos. Enfim, o Cap. 5 apresenta as conclusões gerais do trabalho
desenvolvido.
17
2 Automação de Subestações de Energia Elétrica
Strauss (2003, p. 1, tradução nossa) define a automação de sistemas de
potência como “um sistema para gerenciar, controlar e proteger sistemas de
energia elétrica. Isto é garantido obtendo-se informações em tempo-real do
sistema, usando poderosas aplicações de controle, locais e remotas, e proteção
elétrica avançada”.
Em uma subestação de energia elétrica, basicamente, os itens que compõe
sua automação são os seguintes:
• Equipamentos a serem automatizados;
• Dispositivos de proteção;
• Dispositivos de controle e monitoração;
• Elementos de comunicação.
Os equipamentos a serem automatizados são os principais equipamentos
da subestação como disjuntores, religadores, chaves seccionadoras,
transformadores, bancos de capacitores, etc. Normalmente, cada um desses
equipamentos possui um relé associado, executando funções de proteção. Os
mais comuns são os relés de sobrecorrente (usados, por exemplo, em
disjuntores, religadores, chaves), religamento (religadores), diferenciais
(transformadores, barramentos), etc.
Os dispositivos de controle e monitoração executam comandos sobre os
equipamentos da subestação, por exemplo, podem abrir ou fechar um
equipamento de disjunção. Também monitoram variáveis discretas – estado
fechado ou aberto do equipamento, se e quais proteções atuaram, etc – e
analógicas – medições em geral, tensões, correntes, potências, etc.
18
No setor industrial, o dispositivo que executa funções de controle e
monitoração de processos são os Controladores Lógicos Programáveis – CLPs.
Em automação de subestações, os mesmos CLPs podem ser usados. Entretanto,
o dispositivo mais adequado para esse fim é chamado de Unidade Terminal
Remota – UTR, que será visto em detalhes na Seção 2.1. É importante citar
ainda que, com o avanço da tecnologia e o uso cada vez mais comum de relés de
proteção digitais, esses dispositivos atualmente incorporam também funções de
controle, monitoração e comunicação.
Os elementos de comunicação são necessários para levar as informações
de monitoração e controle entre os equipamentos para um centro de controle,
distante da subestação. São utilizados cabos de cobre, cabeamento de redes,
fibras óticas, modens e rádios.
2.1 Unidades Terminais Remotas
Antes da tecnologia digital, a automação em subestações se resumia aos
quadros de comando contendo circuitos envolvendo relés, temporizadores e
contatores, ou circuitos eletrônicos. Não havia supervisão remota ou centros de
controle.
Atualmente existem várias arquiteturas aplicáveis à automação de
subestações de energia elétrica, normalmente baseadas em Unidades Terminais
Remotas - UTRs. As UTRs foram desenvolvidas com o objetivo de atuar como
unidade de comunicação e interface entre os instrumentos de campo e um
computador mestre. São utilizadas para coletar uma grande quantidade de
informações digitais e analógicas, como alarmes, eventos e medições, e enviá-
las até o operador do centro de controle (STRAUSS, 2003, p. 46).
19
Quando se iniciou o uso de CLPs e UTRs, uma arquitetura normalmente
usada dentro das subestações era a da Figura 2.1.
Figura 2.1 Arquitetura de automação usando cartões de saídas e de entradas analógicas e digitais.
Na Figura 2.1, a UTR monitora os equipamentos da subestação através de
cartões de entrada digitais e analógicos. Para ambos os cartões, as informações
são levadas através de vários cabos metálicos, do quadro de comando dos
equipamentos até a UTR. Sinais digitais são representados por um par de fios,
sendo um a referência e o outro a informação em si. Tensões positivas
(tradicionalmente +24Vcc, +48Vcc ou +125Vcc) representam, normalmente, o
estado digital 1, enquanto que ausência de tensão significa estado digital 0.
Para medições, como as correntes e tensões em subestações possuem
grandezas elevadas e perigosas, os cartões de entradas analógicas lêem
grandezas convertidas para níveis baixos através de transformadores para
instrumentos ou transdutores, como exemplificado na Tabela 2.1.
20
Tabela 2.1 Grandezas normalmente medidas através de cartões de entrada analógica
Grandeza medida Transformador/Transdutor
Padrão da Amplitude
(Brasil)
Corrente (na alta tensão)
TC - Transformador de Corrente 5A
Tensão (alta tensão)
TP - Transformador de Potencial 115V
Potência, energia
(alta tensão)
TPs e TCs 115V (TPs) e 5A (TCs)
Outras: corrente e tensão (baixa e
alta tensão), temperatura, etc
Transdutor 0-20mA ou 4-20mA
Para enviar comandos aos equipamentos, a UTR pode utilizar cartões de
saídas digitais. Os cartões de saídas digitais possuem relés de contato seco, por
onde é possível enviar sinais de tensão. Por exemplo, para fechar um disjuntor,
envia-se uma tensão positiva (equivalente a um sinal digital “1”) para
determinado borne no quadro de comando do equipamento.
Com o avanço da tecnologia, os novos relés digitais, chamados de relés
multifunção, incorporam, além da função de proteção, funções de controle,
monitoração e comunicação. Assim, todas as medições – tensão, corrente,
potência, etc – e estados associados ao equipamento protegido estão disponíveis
no relé, e a UTR passa a receber as informações diretamente do relé via
protocolo de comunicação, através de cabos, ou, preferencialmente, fibra ótica,
imune a ruídos eletromagnéticos dentro da subestação. Essa arquitetura é vista
na Figura 2.2.
21
Figura 2.2 Arquitetura de automação usando protocolos de comunicação.
Para a UTR, um relé digital com funções de comunicação de dados é
considerado um IED - Intelligent Electronic Device, ou Dispositivo Eletrônico
Inteligente. A UTR pode se comunicar não somente com relés, mas também com
outros tipos dispositivos na subestação, como sensores, controladores de bancos
de baterias ou geradores etc, desde que eles sejam IEDs, ou seja, possuam a
“inteligência” para “conversar” através de um protocolo de comunicação.
Apesar de serem comuns, as arquiteturas apresentadas nas figuras 2.1 e
2.2 não são as únicas. Além do mais, é possível usar, na mesma subestação,
idéias de ambas simultaneamente. Assim, não existe uma arquitetura de
automação de subestações padronizada.
As figuras 2.1 e 2.2 apresentam diagramas dentro da subestação. Para
levar as informações da UTR da subestação até o centro de controle, é preciso
usar um meio – geralmente rádio, fibra ótica ou satélite – transportando um
protocolo de comunicação. No centro de controle, um equipamento
microprocessado – um computador ou outra UTR – usando o mesmo protocolo
recebe as informações de todas as subestações, completando o sistema SCADA,
detalhado na Seção 2.2.
22
Atualmente algumas UTRs possuem capacidade de programação em
linguagem de alto nível, sendo possível converter os estados, medições e
controles em variáveis dentro do programa. Isso permite, entre outros, a
automação de processos, por exemplo:
• Controle do nível de tensão através de chaveamento de bancos de
capacitores;
• Controle de ventilação forçada de transformadores baseado na carga;
• Descarte automático de consumidores em casos de sobrecarga.
2.2 SCADA
A sigla SCADA significa Supervisory Control And Data Acquisition, Controle
Supervisório e de Aquisição de Dados. Boyer (2004, p.9, tradução nossa) define
SCADA como sendo “a tecnologia que habilita um usuário a coletar dados de um
ou mais equipamentos distantes e a enviar instruções de controle limitadas a
estes equipamentos”. Do ponto de vista de automação de subestação, a
tecnologia SCADA torna desnecessário o operador estar fisicamente próximo aos
equipamentos, pois permite que eles trabalhem em um centro de controle e,
mesmo distantes, monitorem e controlem processos distribuídos em locais
remotos (EPG COMPANIES, 2004).
As concessionárias de energia elétrica ou empresas do setor de energia, ao
automatizaram o seu parque de subestações, deixam-nas desassitidas
localmente. Não são mais necessários operadores trabalhando em turnos. Todas
as informações importantes e os controles dos equipamentos ficam disponíveis
24h no centro de controle da empresa, sendo, assim, operados remotamente. A
Figura 2.3 apresenta essa idéia.
23
Figura 2.3 Componentes principais de um sistema SCADA
1
Na Figura 2.3, estão representadas as UTRs ou, do inglês, RTU - Remote
Terminal Unit. Cada RTU representa uma subestação automatizada. A MTU é a
1
Fonte: Boyer (2004, p. 13)
24
Master Terminal Unit, ou Unidade Terminal Mestre – UTM. É uma UTR ou outro
equipamento com a função de concentrar as informações de todas as outras e
repassar estas informações ao computador do operador, chamado de Interface
Homem-Máquina, IHM.
Na IHM, executa-se um programa chamado de Supervisório, cuja função
principal é apresentar as unidades monitoradas, alarmes e controles de forma
amigável ao operador. Também realiza armazenamento (histórico) de estados e
medidas, sendo possível, por exemplo, traçar-se a curva de carga de
determinado alimentador. Há vários sistemas supervisórios, de diversos
fabricantes, e outras tantas funcionalidades particulares de cada programa.
Em algumas arquiteturas, o próprio programa supervisório faz o papel de
Unidade Terminal Mestre, usando placas de rede ou portas RS-232, por exemplo,
para interface com as UTRs. Isso exige uma máquina mais robusta e confiável.
Exercendo função de UTM ou não, deseja-se que a máquina executando o
supervisório seja imune a vírus e ataques de hackers, e, para isso, são adotas
medidas técnicas de segurança.
A Figura 2.4 apresenta um exemplo de tela de sistema supervisório.
25
Figura 2.4 Tela de um sistema supervisório.
No jargão técnico usado no Brasil, às vezes o termo SCADA é atribuído
exclusivamente ao programa supervisório, mas sabe-se que SCADA representa
todo o sistema, da IHM até os IEDs, incluindo todos os equipamentos e
protocolos de comunicação.
26
3 Protocolos de Comunicação SCADA
Para dois ou mais equipamentos inteligentes se intercomunicarem, torna-
se necessário o uso de um protocolo de comunicação. Halsall (1996, p. 14)
define protocolo simplesmente como um conjunto de regras para troca de
mensagens. De fato, os documentos oficiais dos protocolos de comunicação
definem regras para cada bit, palavra ou pacote de bytes trocado entre os
equipamentos, para o correto tráfego de informações.
Existem centenas de protocolos de comunicação para centenas de
aplicações. No mercado de automação, o ideal tanto para os fornecedores quanto
para os usuários é a modularidade, além da padronização dos programas e
equipamentos. Como isso é dificilmente alcançável em um livre-mercado de
fabricantes, passa a haver um grande interesse em que os dispositivos
inteligentes “conversem” com todos os outros, ou seja, que existam normas
técnicas de aceitação universal (MORAES, 2001, p.95).
Em 1977 a International Standards Organization (ISO) propôs um modelo
de referência para interconexão universal de equipamentos digitais, chamado
OSI, Open Systems Interconnection Reference Model. Esse modelo baseia-se em
camadas, sendo que cada uma das camadas executa uma função bem definida
no sistema de comunicação. As camadas operam de acordo com um protocolo
definido, a fim de trocar mensagens com uma camada similar em um sistema
remoto (HALSALL, 1996, p. 14).
No documento que descreve o padrão, a ISO (1996, p. 1) definiu que o
objetivo do Modelo de Referência é fornecer uma base comum para o
desenvolvimento de padrões para interconexão de sistemas. O modelo OSI está
representado na Tabela 3.1.
27
Tabela 3.1 Camadas do modelo OSI e descrição.
Camada Função
7
Aplicação
Programa do usuário. Aplicativo que deseja enviar informações pela rede de
comunicação.
6
Apresentação
Responsável pela sintaxe na representação dos dados. Assegura que os
dados serão recebidos e compreendidos pelo receptor.
5
Sessão
Controla a comunicação entre as aplicações, estabelecendo, gerenciando e
finalizando conexões (sessões) entre as aplicações.
4
Transporte
Controla o fluxo de dados, por exemplo, quebrando mensagens em pacotes
menores, e assegurando que esses pacotes cheguem de forma ordenada no
destino.
3
Rede
Cuida do roteamento das mensagens. Em uma rede complexa, com vários
caminhos para se chegar ao mesmo destino, a camada de rede ajuda a
enviar a mensagem pelo melhor caminho.
2
Enlace de
dados
Camada responsável pela transmissão confiável de informação através do
enlace físico. Envia blocos de dados com o necessário controle de erro (bits
de paridade, quadros de CRC – Cyclic Redundancy Check) e de fluxo.
1
Física
Camada obrigatória em qualquer protocolo de comunicação, converte os
dados que devem ser enviados em sinais elétricos.
Cada camada do modelo de referência presta um serviço para a camada
superior, e utiliza serviços da camada inferior, com certa confiabilidade
(SILVEIRA, 1998, p.186).
Strauss (2003, p. 67) apresentou alguns dos protocolos de comunicação
mais utilizados em subestações, conforme Tabela 3.2.
Tabela 3.2 Protocolos normalmente usados em subestações.
Protocolo Originalmente
usado por
Velocidade Princípio de acesso
Camadas
OSI
MODBUS Gould-Modicon 19.2 kbps Varedura cíclica 1,2,7
SPABUS ABB (exclusivo) 19.2 kbps Varedura cíclica 1,2,7
DNP3.0 GE-Harris 19.2 kbps Varedura cíclica
2
1,2,7
3
IEC 60870-5 Todos 19.2 kbps Varedura cíclica 1,2,7
MODBUS+ Gould-Modicon Token 1,2,7
PROFIBUS Siemens 12 Mbps Token 1,2,7
MVB ABB 1.5 Mbps TDM 1,2,7
4
FIP Merlin-Gerin 2.5 Mbps TDM 1,2,7
Ethernet + TCP/IP Todos 10 Mbps CSMA/CD 1-7
LON ABB (exclusivo) 1.25 Mbps PCSMA/CD 1-7
UCA 2.0 GE 10 Mbps CSMA/CD 1-7
2
Em adição, o uso de Mensagens Não-solicitadas, detalhadas na Seção 3.3.
3
Para este protocolo, foi adicionada uma quarta camada que não se enquadra exatamente no modelo OSI.
4
Idem.
28
No Brasil, pode-se citar alguns protocolos utilizados como o Modbus, o IEC
60870-5 e o DNP3.0.
O Modbus é um protocolo aberto, cujas especificações podem ser
livremente baixadas pela Internet. Segue o esquema mestre-escravo tradicional,
ou seja, o equipamento mestre sempre inicia a comunicação, enviando uma
mensagem de “pergunta” endereçada a um escravo, que responde com outro
pacote. Esse processo é cíclico, como representado na Figura 3.1.
Figura 3.1 Ciclo Pergunta-resposta do mestre para o escravo
5
A essa pergunta cíclica do mestre dá-se o nome de varredura (polling). A
Figura 3.2 representa graficamente o ciclo de varreduras e respostas.
5
Fonte: Modicon Modbus Protocol Reference Guide, p. 5, tradução nossa
29
Figura 3.2 Representação gráfica da varredura cíclica.
Os protocolos IEC e DNP3 podem funcionar utilizando o mesmo processo
cíclico ou usar técnicas mais avançadas, para otimizar o uso do meio de
comunicação e tentar obter respostas mais rápidas quando da mudança das
informações, como as técnicas de Comunicação por Exceção e Mensagens Não-
solicitadas.
Os protocolos usados em sistemas SCADA normalmente não implementam
todas as camadas do modelo OSI. O IEC60850-5, por exemplo, usa uma
arquitetura de 3 camadas: a física, a de enlace e a de aplicação (SUBRAMANIAN;
HOSANI; SAMUEL, 2001. pg. 276), assim como o DNP3 (v. Tabela 3.2). Essa
arquitetura foi especificada pela International Electrotechnical Commission (IEC),
e é denominada Enhanced Performance Architecture – EPA (SMITH; MCFADYEN,
1997a, p. 1-1, 1997b, p. 1-1).
Varredura
Varredura
Resposta (todos os dados)
Resposta (todos os dados)
M
ensagens Cíclicas
Respostas
Mestre Meio de comunicação Escravo
30
3.1 Envio por Exceção
Em protocolos que usam varredura cíclica como o Modbus, o telecontrole
em tempo real depende diretamente do tempo que o mestre leva para varrer
todos os escravos em seqüência na rede. A duração deste ciclo está ligada
principalmente à velocidade (baud rate) da comunicação e ao tamanho dos
pacotes (mensagens) trocadas.
Para otimizar o uso do meio de comunicação, permitindo um número
maior de escravos numa mesma rede, a técnica de Envio por Exceção faz com
que o escravo responda apenas às informações que mudaram de estado,
chamadas de eventos. Se uma informação digital muda de 0 para 1 ou vice-
versa, um evento é gerado, e deve ser enviado pelo escravo. Para cada valor
analógico, é possível configurar bandas mortas a fim de se delimitar quais
alterações de medidas são significativas, e para as quais deve-se gerar eventos.
O mestre deve ser atualizado com todos os eventos.
A Figura 3.3 representa a técnica de Envio por Exceção.
31
Figura 3.3 Representação da técnica de Envio por Exceção.
3.2 Varredura de Integridade
Mesmo com a técnica de comunicação por exceção, é necessária uma
varredura geral após um tempo estabelecido, por exemplo, de 15 em 15
minutos, como na Figura 3.3. A essa pergunta do mestre dá-se o nome de
Mestre Meio de comunicação Escravo
Varredura 1 (Integridade, a cada 15min.)
Resposta (todos os dados)
Mensagens Cíclicas
Resp
ostas
Varredura 3 (eventos)
Resposta (apenas o que mudou)
ACK (eventos recebidos com sucesso)
Varredura 2 (eventos)
Resposta (apenas o que mudou)
ACK (eventos recebidos com sucesso)
32
Varredura de Integridade, devido ao fato de que a pergunta ocorre para garantir
que os dados na tela do supervisório retratam fielmente o que está acontecendo
no campo. Se não acontecessem as varreduras de integridade periodicamente,
algumas informações demorariam muito para serem atualizadas, já que só
seriam enviadas se houvesse mudança de estado. Nesse caso, a integridade dos
dados não estaria perfeitamente garantida.
3.3 Mensagens Não-solicitadas
O uso da técnica de Mensagens Não-solicitadas (Unsolicited Messages)
consiste no mestre ficar em “silêncio”, esperando o escravo enviar mensagens
quando ocorrer uma mudança de estado digital ou uma alteração significativa
numa medição. Assim, a técnica usa a mesma idéia da Comunicação por
Exceção, porém o escravo inicia a comunicação quando é necessário (OLIVEIRA
Jr.; MONTE, 2002). Essa técnica permite que os estados no sistema SCADA
estejam atualizados o mais brevemente possível e o sistema se aproxime mais
do tempo real.
Com mensagens não solicitadas, a varredura de integridade, além de
garantir a integridade dos dados na estação mestre, tem a função de testar a
comunicação com o escravo, tornando os dados inválidos caso a comunicação
torne-se falha.
A Figura 3.4 representa a técnica de Mensagens Não-solicitadas,
considerando varreduras de integridade a cada 15 minutos.
33
Figura 3.4 Representação da técnica de Mensagens Não-solicitadas
ACK (Mens. recebida com
sucesso)
Mens. Não
-
solicitada (apenas eventos)
ACK (Mens. recebida com sucesso)
Mens. Não
-
solicitada (apenas eventos)
Varredura de Integridade (a cada 15min.)
Resposta (todos os dados)
Mensagens Cíclicas
Respostas
Mensagens Esp
ontâneas
Mestre Meio de comunicação Escravo
Varredura de Integridade (a cada 15min.)
Resposta (todos os dados)
(Meio de comunicação ocioso)
(Meio de comunicação ocioso)
(Meio de comunicação ocioso)
34
4 Automação de Subestações Móveis
Para se automatizar subestações de energia elétrica, a escolha do meio de
comunicação entre a subestação e o Centro de Operações é uma decisão
fundamental, que envolve fatores técnicos e custos elevados. É comum as
empresas do setor elétrico optarem por fibra ótica, quando as distâncias são
relativamente pequenas, ou rádio, para distâncias maiores. Sistemas de satélite
também são usados, principalmente em casos onde a concessionária não dispõe
de infra-estrutura de telecomunicações, e decide automatizar o seu parque em
um prazo pequeno. Neste caso, a concessionária paga uma valor mensal pelo
uso do sistema a uma operadora.
Essas regras se aplicam a subestações comuns. Subestações móveis são
um caso particular, pois são uma estrutura reduzida de uma subestação,
montada sobre um veículo, concebidas para uso em manutenções preventivas,
situações sazonais, manutenções corretivas e até em emergências. As duas
últimas situações fazem com que o próximo local onde uma subestação móvel
será instalada não seja bem definido. Devido a esse motivo, aliado ao fato de
que as áreas onde as concessionárias atuam são grandes, geralmente milhares
de quilômetros quadrados, as soluções para subestações comuns não são
facilmente aplicáveis às móveis. Mesmo que já existam infra-estruturas de
telecomunicações e automação disponíveis, não é simples inserir, em um curto
espaço de tempo, as informações da subestação móvel na rede de automação
existente.
Considera-se, então, que para atender aos requisitos de mobilidade
apresentados, o meio de comunicação ideal deve fornecer cobertura em uma
grande área geográfica. Os custos de implantação de uma infra-estrutura desse
35
porte são muito elevados, porém os serviços de uma operadora existente podem
ser usados, como o satélite ou a telefonia celular.
4.1 Meio de Comunicação
A necessidade de automação de subestações móveis traz para as
concessionárias um problema de telecomunicações: qual meio de comunicação
utilizar, em qualquer local onde a subestação estiver instalada? Partindo do
ponto que a subestação móvel será instalada unicamente nas subestações fixas,
o desejável é se utilizar a infra-estrutura de telecomunicações existente em cada
subestação, considerando, por exemplo, que todas as subestações possuem um
sistema de rádio. No entanto, para se executar esta solução, um outro canal de
rádio precisaria estar disponível ou seria necessário compartilhar o canal
existente. Isso se aplica de forma semelhante a outros meios de comunicação.
Uma outra opção seria utilizar-se a UTR – Unidade Terminal Remota – de
cada subestação fixa, para varrer, via protocolo de comunicação, outra UTR na
subestação móvel. Isto foi sugerido por Ehrenreich (1998). Com esta solução,
seria necessário re-configurar as UTRs de todas as subestações fixas e configurar
a subestação móvel no Sistema Supervisório um número de vezes igual ao
número de subestações.
Todas essas soluções demandariam gastos elevados com
comissionamentos, homem-hora e materiais, já que se criaria uma solução
particular para cada subestação fixa, além de que seria necessária passagem de
cabos em todas elas. A configuração de várias subestações repetidas também
degradaria a performance do sistema supervisório, já que a quantidade de
subestações configuradas duplicaria. A pior conseqüência é que a quantidade de
36
pontos passíveis de defeito no sistema de automação e de telecomunicações
aumentaria consideravelmente.
Por outro lado, tem se tornado comum o uso de celulares ou sistemas
satélite nas concessionárias de energia para trafegar mensagens com poucas
informações. Funcionários munidos com aparelhos celulares do tipo PDA
6
realizam as leituras dos medidores de energia residenciais, atualizando o sistema
de forma on-line, e não mais ao final do dia, enviando mensagens contendo as
informações necessárias para uma central; viaturas munidas de teclado e display
usam sistemas satélite para trocar mensagens sobre ocorrências e atendimentos
com os centros de controle.
O objetivo deste trabalho é usar este tipo de arquitetura – troca de
mensagens entre uma central e um equipamento remoto – para automatizar
subestações móveis, devido à portabilidade dos equipamentos de comunicação,
adequada à instalação no veículo que transporta a subestação móvel, além da
simplificação da solução, que será independente das redes de automação e
telecomunicações das subestações fixas.
A automação da subestação móvel ser totalmente independente da fixa
por si só já justifica este trabalho, pois pode ocorrer um sinistro numa
subestação (um surto eletromagnético, por exemplo), onde seus sistemas de
automação e telecomunicações sejam afetados, ou seja, não poderão ser usados
caso uma subestação móvel seja instalada na situação emergencial.
Entre o satélite e o celular, os sistemas via satélite possuem a vantagem
de que a cobertura, na maioria dos casos, é melhor do que a da telefonia celular.
6
A enciclopédia eletrônica Wikipedia (2005) define PDA - Personal digital assistant, também conhecido por
Handheld ou Assistente Pessoal Digital, como “um computador de dimensões reduzidas (cerca de A6), dotado
de grande capacidade computacional, cumprindo as funções de agenda e sistema informático de escritório
elementar, com possibilidade de interconexão com um computador pessoal e uma rede de informática sem fios
- wi-fi - para acesso a correio eletrônico e internet (...)”
37
Isso é fundamental para as concessionárias que atuam em grandes áreas
geográficas.
4.2 Sistema Via Satélite
A empresa Autotrac Comércio e Telecomunicações S/A fornece, no Brasil,
um serviço de telecomunicações denominado “Autotrac Satélite”. Este sistema é
utilizado por várias empresas brasileiras, inclusive várias concessionárias de
energia. O produto foi originalmente desenvolvido para controle de frotas de
veículos, em empresas transportadoras, por exemplo, através de localização
geográfica e troca de mensagens. Cada veículo possui um terminal conectado a
uma antena para enviar e receber mensagens de texto de/para um Centro de
Controle. Cada antena possui integrados um GPS (Global Position System), para
permitir funções de rastreamento, e um módulo microprocessado, com fins de
permitir a ligação de um teclado alfanumérico com display, para o usuário da
viatura ou o motorista escrever e ler mensagens.
Nesse módulo também está disponível uma porta RS-232 para conexão
com computadores, palmtops ou outros dispositivos, utilizando um protocolo de
comunicação proprietário denominado Mobile Interface Protocol - MIP. Através
deste protocolo, também é possível ler e enviar mensagens binárias usando a
mesma antena.
A idéia deste trabalho é aproveitar esta funcionalidade para transmitir as
informações de subestações móveis para o Sistema Supervisório do Centro de
Operação utilizando mensagens binárias, tendo em vista que o sistema Autotrac
Satélite já é utilizado por várias concessionárias brasileiras. Para conduzir o seu
desenvolvimento, será considerada uma unidade de subestação móvel a ser
automatizada.
38
Para efetuar a aquisição de dados e controle dos equipamentos da
subestação, é necessária a instalação de uma Unidade Terminal Remota – UTR.
Nela deve estar disponível uma interface RS-232 para “conversar”, via protocolo
de comunicação MIP, com o módulo microprocessado, e ler/enviar as mensagens
binárias.
No lado do centro de controle, a outra UTR deve executar a função de
mestre, e coletar os dados da UTR escrava, através de conexão a outro módulo
microprocessado (e antena), para, da mesma forma, ler e enviar as mensagens
binárias para a subestação móvel.
4.3 Protocolo de Comunicação
Escolhida a arquitetura do sistema, resta definir o protocolo de
comunicação entre a UTR Mestre e a UTR da subestação móvel, já que o
protocolo de comunicação MIP só é usado para as UTRs controlarem as antenas
da Autotrac, ou seja, ler e enviar mensagens. O MIP não foi projetado para
automação, e não distingue pontos digitais, analógicos e de controle. Portanto,
um outro protocolo de comunicação se faz necessário, e o conteúdo das
mensagens binárias será exatamente as mensagens deste protocolo.
Sua escolha está diretamente ligada ao fator custo, porque cada
mensagem trocada através da rede de telecomunicações da Autotrac é tarifada
da seguinte forma:
Custo = ValorPorMensagem + (NúmeroDeCaracteres x ValorPorCaractere)
Assim sendo, visando reduzir os custos de operação da subestação móvel,
optou-se por se desenvolver um protocolo de comunicação próprio, a fim de
39
minimizar o número de mensagens enviadas e o número de caracteres enviados
em cada mensagem.
Trabalhando-se em cima dessas duas premissas, desenvolveu-se um novo
protocolo, denominado Protocolo de Comunicação Compacto da COSERN – P3C,
que possibilitou a solução final.
4.3.1 O Protocolo P3C
O protocolo P3C é chamado “compacto” porque deve trafegar um número
minimizado de caracteres a fim de reduzir a tarifação; e é chamado “da
COSERN” porque foi a Companhia Energética do Rio Grande do Norte que
necessitou automatizar sua subestação móvel, e permitiu o desenvolvimento e
implementação deste trabalho.
Além da redução de custo de operação da subestação móvel, outras
vantagens obtidas com o desenvolvimento do P3C foram:
• Eliminou-se o custo de compra da “licença” de um protocolo existente;
• Rápida implementação nas Unidades Terminais Remotas;
• Flexibilidade, de acordo com as necessidades da solução;
• Possibilidade de outras aplicações.
O P3C é um protocolo assíncrono
7
, projetado tal que o mínimo de
informações é transitada em cada mensagem, para reduzir o número de
caracteres tarifados. Por exemplo, para uma arquitetura ponto-a-ponto, ou seja,
apenas um mestre e um escravo em um enlace, o protocolo foi implementado
sem enviar informações dos endereços de origem e destino, até porque essa
7
Um protocolo assíncrono se caracteriza pelo uso de caracteres precedidos pelo bit de início (start bit) e
terminados pelo bit de fim (stop bit), ao contrários dos protocolos síncronos, que utilizam um relógio (série
cronometrada de pulsos) no receptor, garantindo que os sinais binários 0 e 1 originários do transmissor sejam
corretamente interpretados pelo receptor.
40
informação já é levada pelo protocolo MIP. Entretanto, isto é facilmente
implementado caso haja necessidade em outra solução.
Outro artifício usado para reduzir a quantidade de caracteres por
mensagem foi a de omitir caracteres de controle de erro (Cyclic Redundant
Check – CRC). O controle de erros foi garantido pelo CRC do protocolo MIP, no
qual o P3C está “encapsulado” na comunicação com as antenas.
Para minimizar o envio de mensagens foram usadas duas técnicas dentro
do P3C: a técnica de Mensagens Não-solicitadas, e a nova técnica, aqui
desenvolvida, de Integridade pelo Escravo.
Conforme descrito na Seção 3.3, as Mensagens Não-solicitadas permitem
que o mestre fique em “silêncio”, esperando o escravo enviar pacotes quando
ocorrer uma mudança de estado digital ou uma alteração significativa numa
medição.
4.3.2 Integridade pelo Escravo
Em protocolos de comunicação, mesmo usando a técnica de Mensagens
Não-solicitadas, sabe-se que o mestre deve verificar, em um período definido, se
o escravo está funcionando corretamente. Assim, o mestre executa uma
Varredura de Integridade após um timeout
8
configurado pelo usuário. A
Integridade, conforme definida na Seção 3.2, tem como objetivo indicar uma
falha de comunicação e atualizar todos os pontos supervisionados no Sistema
Supervisório.
No protocolo P3C, além do mestre poder enviar mensagens pedindo
Integridade, o escravo pode enviá-la espontaneamente. Se o mestre recebe uma
8
O termo timeout, inexprimível em português em uma só palavra até o presente, pode ser traduzido como
“tempo de estouro”. Em protocolos de comunicação, significa o intervalo de tempo para o qual uma ação deve
ser tomada. Por exemplo, se uma Varredura de Integridade deve ser enviada a cada 15 minutos, a esse
intervalo dá-se o nome de timeout de Integridade.
41
Integridade espontânea do escravo, reinicia a contagem do timeout, ou seja, não
envia mais o que seria o seu próximo pedido de Integridade, pois acabou de
recebê-lo. A esta técnica Oliveira Jr. (2004) deu o nome de “Integridade pelo
Escravo”.
Além disso, no protocolo P3C, se o escravo precisar enviar um evento,
pode fazer isto através de uma resposta de Integridade. Assim, o mestre
também reinicia seu timeout quando recebe qualquer mensagem espontânea do
escravo.
Utilizando-se as técnicas de Mensagens Não-solicitadas e Integridade pelo
Escravo, e configurando-se adequadamente os timeouts de Integridade do
mestre e do escravo, consegue-se que o mestre envie apenas o primeiro pedido
de Integridade, quando ele é inicializado. Em situação normal, todas as
Integridades seguintes serão enviadas pelo escravo, reduzindo a quantidade de
mensagens enviadas pelo mestre, e conseqüentemente reduzindo os custos por
envio de mensagens, como visto anteriormente.
As definições do protocolo P3C encontram-se no Anexo I.
4.4 Estudo de Caso
A solução desenvolvida foi implementada na COSERN no ano de 2003 e
está funcionando perfeitamente até o presente.
A COSERN usa o sistema Autotrac Satélite e adquiriu, em 2002, uma
subestação móvel, chamada de SE Móvel, apresentada na Figura 4.1.
42
Figura 4.1 Vistas laterais da SE Móvel da COSERN
A Figura 4.2 apresenta outras fotos, quando da montagem da SE Móvel
em uma subestação fixa.
43
Figura 4.2 Detalhes da montagem da SE Móvel em subestação fixa.
44
Para automatizar a SE Móvel, o primeiro passo foi instalar uma UTR, para
aquisição e controle dos pontos. A partir do projeto da SE Móvel, analisou-se
quais pontos seriam supervisionados (estados, alarmes e medições) e quais
seriam controlados. A Tabela 4.1 apresenta os pontos escolhidos.
Tabela 4.1 Pontos de supervisão e controle escolhidos para a SE Móvel
Estado do disjuntor MT
Alarme baixa pressão SF6 disjuntor MT
Bloqueio baixa pressão SF6 disjuntor MT
Sobrecorrente MT - Relé TPU
Sobrecorrente fase MT - Relé SPAJ
Sobrecorrente neutro MT - Relé SPAJ
Temperatura do Óleo - R26
Alarme relé Bucholz - 63B
Desligamento relé Bucholz - 63B
Alivio de pressão - 63A
Relé de bloqueio atuado - 86
Diferencial - TPU
Falha na ventilação forçada
Relé de fluxo - 63M
Falha na bomba principal
Falha na bomba reserva
Serviços auxiliares - Alimentação externa
Comando local/remoto
Defeito no retificador
Cartão file 1 slot 4 (ACT) sem defeito
Cartão file 1 slot 5 (TDO) sem defeito
Cartão file 1 slot 6 (ADI) sem defeito
UTR - Estouro de memória
Tensão 125Vcc
Corrente fase A
Corrente fase B
Corrente fase C
Tensão de linha AB
Tensão de linha BC
Tensão de linha CA
Potência Ativa
Potência Reativa
Fator de Potência
Abertura/Fechamento disjuntor AT
Desbloqueio R86
Abertura/Fechamento disjuntor MT
Habilita/Desabilita Varredura SE Móvel
Digital
Analógico
Controle
45
A UTR escolhida foi o modelo C50, de fabricação da Foxboro. Foi montada
aproveitando-se um painel já existente na própria SE Móvel e seus cartões foram
interligados eletricamente aos devidos contatos secos (estados digitais e
alarmes), TPs, TCs (medições) e bobinas de relés (pontos de controle), tudo de
acordo com o projeto criado, considerando os pontos da Tabela 4.1.
A UTR Foxboro foi escolhida porque dispõe, em sua CPU, de uma porta RS-
232 programável. Esta porta foi usada para comunicação com o controlador da
antena do sistema de telecomunicações via Satélite.
A solução implementada utilizou esta interface RS-232 da antena
comunicando-se com a interface RS-232 da UTR, cujo protocolo de comunicação
pode ser programável através da linguagem de alto nível SALL – State And Logic
Language, proprietária da Foxboro. A linguagem SALL é uma adaptação da
linguagem C voltada à Remota C50.
Do lado do Centro de Operações, outra UTR do mesmo fabricante faz o
papel de mestre da comunicação. Da mesma forma que na SE Móvel, esta UTR
mestre controla o módulo microprocessado da Autotrac para enviar e ler
mensagens binárias através da antena portátil. A Figura 4.3 apresenta a
arquitetura do sistema.
46
Figura 4.3 Arquitetura do sistema implementado na COSERN
Para as informações chegarem ao Centro de Operações, a UTR mestre
também funciona como escrava do Sistema Supervisório, repassando as
informações obtidas da SE Móvel.
Na Figura 4.3, uma informação da subestação móvel é transformada em
mensagem de protocolo P3C, enviada através da antena na SE Móvel para o
satélite, que reencaminha esta mensagem a um servidor da Autotrac. A
mensagem é lida na Cosern por um servidor executando um programa
(detalhado na Seção 4.4.1) com a função de redirecionar a mensagem recebida
até o Centro de Controle. Para isso, ele envia a mesma mensagem novamente
pelo satélite, usando o próprio servidor da Autotrac, e as informações são
recebidas pela antena instalada no Centro de Controle. O caminho de volta, para
levar mensagens de protocolo do Centro de Controle até a subestação móvel,
segue o trajeto inverso.
47
4.4.1 Programa Redirecionador
No sistema da Autotrac, não é possível o envio direto de uma mensagem
de um veículo para outro, ou de uma antena para outra. Todas as mensagens
precisam ser tarifadas pelo fornecedor do serviço.
Assim, conforme a Figura 4.3 anterior, todas as mensagens enviadas
através de antenas tem como destino um servidor da Autotrac, onde ficam
armazenadas. Neste servidor, é realizada a tarifação da mensagem, e ela é,
então, escrita num banco de dados Oracle em um servidor da COSERN. Para
garantir a continuidade do serviço, existem dois enlaces interligando estes dois
servidores, um dedicado em Frame Relay e o outro redundante através da
Internet.
Para que a mensagem enviada pela UTR da SE Móvel possa chegar à
antena da UTR Mestre e vice-versa, foi preciso desenvolver um programa para
redirecionar as mensagens. O programa, desenvolvido em Visual Basic, verifica a
origem de cada mensagem e deduz o seu destino, escrevendo uma tabela Oracle
de envio de mensagens que é lida constantemente pelo servidor da Autotrac.
Esse processo de envio é o mesmo de quando um operador do Centro de
Operações digita uma mensagem para uma viatura.
A Figura 4.4 apresenta, de forma simplificada, um fluxograma do
programa desenvolvido, chamado Redirecionador.
48
Figura 4.4 Fluxograma simplificado do programa Redirecionador
Apesar do programa Redirecionador ser um ponto chave para o sucesso da
solução, ele gera um problema de tarifação dupla. Cada mensagem trafegada
entre a UTR Mestre e a SE Móvel, como passa no sistema satélite duas vezes,
também é tarifada de forma duplicada
9
.
No caso da COSERN, isto não foi impeditivo, pois a relação custo-benefício
compensou a dificuldade: a freqüência de utilização da SE Móvel nessa
concessionária é de alguns dias por mês, gerando uma conta mensal
relativamente pequena. Mesmo com o custo duplicado, o valor gasto a mais não
9
Mais adiante será proposta uma melhoria relacionada para trabalhos futuros.
INÍCIO
Tem
mensagem
nova?
É da
SE Móvel?
É da
UTR Mestre?
Registra no arquivo de
log
a
mensagem não processada
Enviar para
UTR Mestre
Enviar para
SE Móvel
Marcar mensagem
como lida
S
N
N
S
S
N
49
justificou investimentos, na época da implantação, em uma arquitetura
otimizada, que evitasse a tarifação dupla.
4.4.2 Sistema Supervisório
O programa supervisório utilizado na COSERN é o Sistema Aberto de
Gerenciamento de Energia – SAGE (XAVIER, 2003). O SAGE é um dos poucos
programas deste tipo desenvolvido por uma empresa brasileira, o Centro de
Pesquisas de Energia Elétrica – CEPEL
10
. É um sistema modular e robusto. Possui
versões para Unix e Linux, e a COSERN executa o SAGE em sistema operacional
Sun Solaris. As figuras 4.5 e 4.6 apresentam algumas telas do SAGE.
Figura 4.5 Visor de Telas do SAGE
11
10
Site na Internet: www.cepel.br
11
Fonte: <www.sage.cepel.br>, acesso em 12/12/2004. Cores invertidas para melhor visualização.
50
Figura 4.6 Visor de Alarmes do SAGE
12
O SAGE foi configurado para comunicar-se com a UTR mestre e solicitar
dela os pontos digitais e analógicos recebidos da SE Móvel, além de controlar as
saídas digitais. A configuração é feita em uma base de dados em formato texto.
As telas são desenhadas em um aplicativo próprio, denominado SigDraw. A
Figura 4.7 apresenta uma tela do SigDraw.
12
Idem.
51
Figura 4.7 Editor de telas SigDraw
13
A comunicação com a UTR mestre é realizada em protocolo DNP3.0.
Conforme a Seção 3, o DNP3.0 é um dos protocolos para redes distribuídas
atualmente mais utilizados em automação de sistemas elétricos.
4.4.3 Resultados
Desde a sua aquisição, a subestação móvel da COSERN tem sido
largamente utilizada no seu sistema elétrico em manutenções preventivas e
corretivas de transformadores de potência. De outubro de 2002 a dezembro de
2003, calcula-se que a energia não interrompida, durante essas manutenções,
tenha sido de 8.654 MWH, o que representa um faturamento de quase R$
13
Idem.
52
895.000,00. Já o custo social
14
evitado, para o referido período, é estimado, pela
própria COSERN, em 34 milhões de reais. Essa economia, por si, já justifica um
cuidado todo especial que se deve ter com a energia fornecida aos clientes e até
mesmo com a própria conservação da SE Móvel. A sua automação garante que
alarmes importantes, que podem ser um alerta de que determinado equipamento
da própria subestação móvel pode danificar-se, sejam monitorados pelo centro
de controle em tempo real.
As figuras 4.8 e 4.9 representam as telas utilizadas pelo Centro de
Operação para supervisão e controle da Subestação Móvel quando em
funcionamento.
14
Neste contexto, o custo social é um valor monetário que estima o quanto a concessionária deveria gastar, em
marketing e outros investimentos, para reerguer a imagem da empresa ou o nível de satisfação dos clientes
face a interrupções de fornecimento ou perda da qualidade na prestação dos serviços.
53
Figura 4.8 Tela principal da SE Móvel no Sistema Supervisório
15
15
Algumas cores desta tela foram invertidas para melhor visualização.
54
Figura 4.9 Tela de medição da SE Móvel no Sistema Supervisório
16
As telas de operação permitem verificar o estado de chaves, disjuntores,
carregamento do transformador e as tensões do banco de baterias e do
barramento de 13,8 kV. Foi adicionado um controle que inibe ou habilita a
varredura da SE Móvel (v. Figura 4.8), para se evitar custos quando a mesma
não estiver instalada.
A automação da SE Móvel tem beneficiado a COSERN em diversos
aspectos, entre os quais pode-se destacar:
• Segurança operacional - O Centro de Operações volta a possuir
controle e supervisão de todo o seu parque elétrico em 69 e 13.8 kV;
• Qualidade no fornecimento de energia elétrica – A subestação móvel
permite a realização de manutenções sem a interrupção no
fornecimento de energia. Em caso de faltas (curtos-circuitos), o
telecomando da subestação móvel permite rápido restabelecimento no
fornecimento de energia, contribuindo também com a melhoria do
índice de DEC (Duração Equivalente por Consumidor);
16
Idem.
55
• Redução de custos - Eliminaram-se os gastos com homem-hora, pois
não são mais necessários operadores durante a noite onde a
subestação móvel estiver instalada; os custos em uma situação de
contingência também foram reduzidos, porque o tempo de
restabelecimento é menor.
4.5 Sugestão de Trabalhos Futuros
Alguns aperfeiçoamentos podem ser aplicados ao protocolo P3C e ao
sistema implantado na COSERN, descritos a seguir:
• Implementação do Mestre P3C no SCADA do Centro de Operação da
COSERN
O SAGE já possui a capacidade de ler e escrever tabelas Oracle. Com isso,
torna-se possível implementar a lógica da UTR mestre diretamente no SAGE. A
partir dessa implementação, o sistema passará a ter uma nova arquitetura, com
a eliminação de uma UTR e uma antena. Assim, cada mensagem trocada entre o
Centro de Operação e Subestação Móvel passará uma única vez pelo servidor da
Autotrac. A Figura 4.10 apresenta a arquitetura proposta.
56
Figura 4.10 Arquitetura do sistema proposta para a COSERN
Com essa nova arquitetura, será possível diminuir os tempos de resposta e
os custos de tarifação aproximadamente pela metade.
• Implementação de “Seqüência de eventos” no protocolo P3C
Também chamado de Time-stamp, esta implementação permitirá que a
UTR localizada na SE Móvel possa transmitir para o Centro de Operação as
informações de data e hora dos eventos ocorridos, com uma precisão de
milésimos de segundo, chamadas de time-stamps. Isso facilitará a análise de
ocorrências no sistema. Essa medida é fundamental para a área de Proteção, na
análise da coordenação de relés em situações de falta.
• Implementação de flags de estados no protocolo P3C
Em protocolos usados em sistemas SCADA, cada ponto digital ou analógico
pode possuir flags que são alterados de acordo com o estado do ponto. Os
57
programas supervisórios utilizam essa informação para apresentar falhas. O
SAGE, por exemplo, muda a cor do ponto na tela de acordo com as flags
habilitados. Os tipos de flags mais usados são “Ponto válido”, “Ponto inválido”,
“Ponto sem comunicação” e “Overflow (pontos analógicos)”.
As flags evitam interpretações erradas dos operadores. Um disjuntor
fechado com problemas na supervisão pode estar representado na tela como
aberto, caso as flags de “Ponto inválido” ou “Ponto sem comunicação” sejam
ignorados.
Nesta primeira implementação do protocolo P3C, tomou-se o cuidado de
invalidar, para o SAGE, o estado dos disjuntores da SE Móvel, quando ela estiver
sem comunicação. Caso isto não tivesse sido implementado, quando falhasse a
comunicação com a SE Móvel, a tela do SAGE continuaria indicando o último
estado dos disjuntores, aberto ou fechado. Isto é tão crítico que pode causar,
inclusive, erros de operação.
A implementação dessa facilidade ocorreu na UTR Mestre. Não se
implementaram exatamente os flags, mas se utilizou um artifício: os estados dos
disjuntores são representados por não apenas um, mas dois pontos digitais, um
equivalente ao estado “Aberto” e ao outro estado “Fechado”. Este tipo de ponto é
chamado de ponto duplo. A lógica utilizada é apresentada na Tabela 4.2.
Tabela 4.2 Tabela verdade de pontos duplos para Estado de Disjuntores
Ponto
“Disjuntor
Aberto”
Ponto
“Disjuntor
Fechado”
Estado do
Disjuntor
0 0 Inválido
0 1 Fechado
1 0 Aberto
1 1 Inválido
A UTR Mestre verifica se a SE móvel está em comunicação. Caso não,
repassa, para o SAGE, o par de valores como “0” e “0”, estado inválido conforme
58
a Tabela 4.2. Como o SAGE interpreta o ponto duplo “0” e “0” como inválido –
alguns programas SCADA não interpretam – o resultado foi alcançado sem
implementar os flags.
A Figura 4.11 apresenta uma tela da SE Móvel com a comunicação falha. É
possível observar que os estados dos disjuntores estão amarelos (inválidos) de
forma correta, enquanto que as medições encontram-se em cor verde (válidas).
Figura 4.11 Tela da SE Móvel sem comunicação.
Para pontos digitais simples e pontos analógicos, não houve como
implementar o mesmo artifício dos pontos duplos, conforme observado na Figura
4.11 (as medições estão válidas para o SAGE, que não as coloca em cor
59
amarela). Assim sendo, esta é uma otimização desejada no sistema, que deverá
ser mais facilmente obtida quando o mestre P3C for implementado no SAGE.
60
5 Conclusões
O protocolo desenvolvido e sua aplicação na subestação móvel permitiram
a criação de uma solução para automação de equipamentos ou sistemas móveis,
ou onde há dificuldades quanto ao meio de comunicação. Outras aplicações
possíveis do sistema são:
• Supervisão e controle de equipamentos da rede de distribuição, como
chaves, religadores, transformadores, etc;
• Como redundância da comunicação principal em subestações fixas;
• Como comunicação principal em subestações fixas.
É importante lembrar que uma das limitações da solução é o custo mensal
de tarifação das mensagens. Assim, apesar da viabilidade técnica, em todas as
aplicações citadas – e principalmente na última, onde o tráfego de dados será
maior – é preciso uma análise de custo para delimitar a viabilidade financeira e
possíveis acordos com a fornecedora do sistema de telecomunicações.
A solução independe de distância, então outro ponto bem interessante a
ser citado é que, teoricamente, os tempos de controle e supervisão praticamente
independem se a subestação está instalada no Rio Grande do Norte ou em
qualquer lugar do mundo – desde que haja cobertura do sistema de satélites
específico. Assim, citando a COSERN como exemplo, esta companhia poderia
“emprestar” a sua subestação móvel para a COELBA ou a CELPE, empresas do
mesmo grupo localizadas na Bahia e em Pernambuco, respectivamente, e a
operação seria idêntica ao caso em que ela estivesse instalada na subestação
Neópolis, localizada a menos de 100 metros do Centro de Operações da
companhia.
Ressalta-se que a solução é flexível, ou seja, com algumas adaptações,
pode ser usada em outras aplicações cujo volume de dados transmitidos seja
61
pequeno e intermitente, como, por exemplo, transações bancárias ou
autorizações de cartões de crédito.
É importante citar, ainda, o pioneirismo do projeto, que trouxe uma
solução na área de comunicação móvel de dados, mas que pode ser utilizada em
diversos tipos de aplicações, seja em automação de subestações, automação
industrial ou outra área.
62
Referências
BOYER, S. A. SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition. 3 ed. New
York: ISA, 2004.
CLARKE, G.; REYNDERS, D. Modern SCADA Protocols: DNP3, IEC60870-5
and Related Systems. Jordan Hill: Newnes, 2004.
EHRENREICH, Dan. Implementing Automation Solutions for Mobile
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<http://www.adut.hr/scadadocs/Literature/TechnicalPapers/Automation%20Solu
tions%20for%20Mobile%20Substations.pdf>. Acesso em: 10 jun. 2005.
EPG Companies. A Pre SCADA System Assessment. 2002. Disponível em
<http://www.epgco.com/scada-system-assessment.cfm>. Acesso em: 08 out.
2004.
HALSALL, Fred. Data Communications, Computer Networks and Open
Systems. 4 ed. Harlow: Addison-Wesley, 1996.
ISO/IEC. Information Technology – Open Systems Interconection – Basic
Reference Model: The Basic Model. 2 ed. Número de referência 7498-
1:1994(E). 68 pg, 1994.
MODICON, Inc., Industrial Automation Systems. Modbus Protocol Reference
Guide. Modicon: Massachusetts, 1996.
MORAES, C. C.; CASTRUCCI, P. L. Engenharia de Automação Industrial. Rio
de Janeiro: LTC, 2001.
OLIVEIRA Jr., C. A.; MONTE, R. G. A Telefonia Celular como Meio de
Comunicação Alternativo à Automação das Redes de Distribuição. In: IV
SEMINÁRIO INTERNACIONAL SOBRE AUTOMAÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO
DE ENERGIA ELÉTRICA E CENTROS DE CONTROLE, 2002, São Paulo. Anais do
IV CIERTEC. São Paulo: 2002. 1 CD-ROM.
OLIVEIRA Jr., C. A.; XAVIER, A. P.; PONTES, J. R. M. A Automação da
Subestação Móvel da COSERN Através de Enlace Via Satélite. In: XVI
SEMINÁRIO NACIONAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, 2004,
Brasília. Anais do XVI SENDI. Brasília: 1994. 1 CD-ROM.
63
SILVEIRA, P. R.; SANTOS, Winderson E. Automação e Controle Discreto. 3
ed. São Paulo: Érica, 1998.
SMITH, M.; MCFADYEN, Jim. DNP V3.00 Application Layer Protocol
Description. Versão 0.03. DNP Users group, 1997a.
SMITH, M.; MCFADYEN, Jim. DNP V3.00 Data Link Layer. Versão 0.02. DNP
Users group, 1997b.
STRAUSS, C. Electrical Network Automation and Communication Systems.
Jordan Hill: Newnes, 2003.
SUBRAMANIAN, R.; HOSANI, A.; SAMUEL, A. Protocol Requirements for Remote
Operation of a Substation on Abu Dhabi Power System. IEE Conference
Publication No. 479. p. 275-278, 2001.
TRAFO. Subestação Móvel de Alta Tensão. 2003. Disponível em:
<http://www.trafo.com.br/sub_movel.htm>. Acesso em: 19 fev. 2004.
WIKIPEDIA, a enciclopédia livre. Busca pelo termo “PDA”. Disponível em:
<http://pt.wikipedia.org/wiki/PDA>. Acesso em: 11 nov. 2005.
XAVIER, A. P.; PONTES, J. R. M. O Processo de Automação dos Sistemas de
Transmissão e Distribuição da COSERN – Desafios, Custos E Benefícios. In: V
SIMPASE. 2003.
64
Anexo I – Definições do Protocolo P3C
(retirado do documento P3C - Protocolo de Comunicação Compacto da
Cosern – Definições)
1 HISTÓRICO
O P3C – Protocolo de Comunicação Compacto da Cosern teve como objetivo inicial ser
encapsulado no campo de dados do produto MIP – Mobile Interface Protocol, de
propriedade da Qualcomm, para viabilização da automação da SE móvel da Cosern.
2 DEFINIÇÕES E SÍMBOLOS
Mestre – Estação central que deve buscar informações de estações remotas (escravos).
Escravo – Estação remota que deve fornecer informações a uma estação central
(mestre). Normalmente é um CLP ou UTR ligada a um equipamento a ser telecontrolado.
Octeto – Palavra de 8 bits que carrega uma informação.
Mensagem não solicitada – Mensagem enviada do Escravo para o Mestre sem o
Mestre tê-la solicitado.
CLP – Controlador Lógico Programável.
UTR – Unidade Terminal Remota.
3 CARACTERÍSTICAS DO PROTOCOLO MIP
§ Custo unitário elevado por mensagem transmitida;
§ Tempo elevado para a mensagem transmitida alcançar o destino (cerca de 1
minuto).
Por esses motivos, o protocolo P3C a ser encapsulado deve possuir as seguintes
características:
• Usar mensagens não-solicitadas;
• Usar o mínimo possível de mensagens para efetuar determinada conversação.
OS SEGUINTES TIPOS DE MENSAGENS SERÃO USADOS:
§ Integridade (0x01), (0x02)
Todos os dados do escravo são enviados para o mestre;
§ Evento (0x03), (0x04)
Caso um dado digital tenha mudado de estado, ou um dado analógico tiver variado
além de uma determinada banda morta, uma mensagem não-solicitada é enviada do
escravo para o mestre.
§ Verificação de vida (0x05), (0x06)
Para o mestre saber se o escravo está comunicando ou não.
§ Habilitar/desabilitar comunicação (0x07), (0x08)
Para o mestre evitar que o escravo envie mensagens não-solicitadas.
§ Reset Remoto (0x09), (0x0A)
Para o mestre forçar um Reset na UTR escrava.
65
Na versão 1.00 do P3C, vários campos – como endereços origem/destino, tamanho
do pacote, CRC – são omitidos para poupar caracteres. O Controle de Redundância
Cíclica foi garantido pelo protocolo MIP.
MENSAGENS
No primeiro octeto, o bit 0 indica:
1: Mensagem do mestre para o escravo.
0: Mensagem do escravo para o mestre.
Ou:
Ø Mensagens pares, escravo para mestre.
Ø Mensagens ímpares, mestre para escravo.
Endereços
Digitais: 0 a 127 (7 bits)
Analógicos: 0 a 255 (8 bits)
66
4 MENSAGENS DE PROTOCOLO P3C
Integridade
Mestre: XXh Número de seqüência: 0 – 15
01h Tipo de Mensagem: Pedido de Integridade
Escravo: XXh Número de seqüência: 16 – 31
02h Tipo de Mensagem: Resposta de Integridade seqüencial
17
XXh Número de pontos digitais (N_dig)
XXh Número de pontos analógicos (N_ana)
XXXXh 1
a
palavra de pontos digitais tipo Pulso (16 bits)
XXXXh 2
a
palavra de pontos digitais tipo Pulso
...
XXXXh n-ésima palavra de pontos digitais tipo Pulso
18
XXXXh 1
a
palavra de estados de pontos digitais (16 bits)
XXXXh 2
a
palavra de estados de pontos digitais
...
XXXXh n-ésima palavra de estados de pontos digitais
XXXXh Valor do analógico de endereço 0
19
XXXXh Valor do analógico de endereço 1
...
XXXXh Valor do último ponto analógico, endereço (N_ana−1)
17
Nesta mensagem, os endereços dos pontos não são enviados. Assume-se que os pontos são enviados
seqüencialmente, começando no endereço 0, tanto para pontos digitais quanto para pontos analógicos.
18
O número de palavras digitais, considerando 16 bits por palavra, é igual a N_dig/16, arredondado para o
inteiro superior mais próximo.
19
O bit mais significativo (bit 15) contém o sinal. Se 0, o valor é positivo. Se 1, o valor é negativo. Assim, o
valor do analógico está nos bits 0 a 14, e varia de 0 a 32767.
67
Evento
Escravo: XXh Número de seqüência: 16 – 31
04h Tipo de Mensagem: Evento não-solicitado
XXh Número de eventos digitais do tipo pulso
XXh Número de eventos digitais do tipo latch
XXh Número de eventos analógicos
XXh 1
o
evento digital do tipo Pulso
...
XXh n-ésimo evento digital do tipo Pulso
XXh 1
o
evento digital do tipo Latch
...
XXh n-ésimo evento digital do tipo Latch
XXh 1
o
endereço analógico
XXh 1
o
evento analógico
...
XXh n-ésimo endereço analógico
XXh n-ésimo evento analógico
Mestre: XXh Número de seqüência: 0 – 15
03h Tipo de Mensagem: Eventos Recebidos
XXh Número de Seqüência da Mensagem do Escravo
O mestre deve responder à mensagem do escravo indicando o número de seqüência
original. O escravo, ao interpretar essa resposta, entende que o mestre foi atualizado
com os eventos. Caso o escravo não receba a confirmação até um tempo de timeout,
deve retransmitir a mensagem de eventos, com o número de seqüência
incrementado.
68
Verificação de vida
Mestre: XXh Número de seqüência: 0 – 15
05h Tipo de Mensagem: Verificação de Vida
Escravo: XXh Número de seqüência: 16 – 31
06h Tipo de Mensagem: Escravo Vivo
Habilitar/Desabilitar Comunicação
Mestre: XXh Número de seqüência: 0 – 15
07h Tipo de Mensagem: Habilitar/Desabilitar comunicação
XXh 0=Desabilitar, 1=Habilitar
Escravo: XXh Número de seqüência: 16 – 31
08h Tipo de Mensagem: Comunicação Habilitada/Desabilitada
XXh 0=Desabilitada, 1=Habilitada
Reset Remoto
Mestre: XXh Número de seqüência: 0 – 15
09h Tipo de Mensagem: Executar Reset Remoto
Escravo: XXh Número de seqüência: 16 – 31
10h Tipo de Mensagem: Executando Reset Remoto
Erro
Escravo: XXh Número de seqüência: 16 – 31
0Eh Tipo de Mensagem: Erro
XXh 0=Erro Desconhecido, 1=Pergunta não entendida,
2= parâmetro passado incorreto.
69
Controle Digital
Mestre: XXh Número de seqüência: 0 – 15
0Bh Tipo de Mensagem: Executar Controle Digital
XXh Controle: bits 0-6: Endereço do ponto de controle digital
Bit 7: 0=Trip, 1=Close
Escravo: XXh Número de seqüência: 16 – 31
0Ch Tipo de Mensagem: Retorno de Controle Digital
XXh Número de Seqüência (Mestre, 0-15) do controle executado
XXh Informações sobre o controle executado: 1=comando
executado corretamente, 2=comando não executado,
3=comando não confirmado por tempo, 4=endereço
desconhecido.
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