PROJETO DE SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA

CENTRALIZADA INTEGRANDO SMART

PANELS - EDIFÍCIO COMERCIAL COMO
CASO DE ESTUDO

FÁBIO EMANUEL DOS SANTOS NOGUEIRA

Setembro de 2015
 PROJETO DE SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA
CENTRALIZADA INTEGRANDO SMART PANELS

EDIFÍCIO COMERCIAL COMO CASO DE ESTUDO

Fábio Emanuel dos Santos Nogueira

Departamento de Engenharia Eletrotécnica

Mestrado em Engenharia Eletrotécnica – Sistemas Elétricos de Energia

2015
Relatório elaborado para satisfação parcial dos requisitos da Unidade Curricular de DSEE -
Dissertação do Mestrado em Engenharia Eletrotécnica – Sistemas Elétricos de Energia

Candidato: Fábio Emanuel dos Santos Nogueira, Nº 1130258, 1130258@isep.ipp.pt

Orientação científica: António Araújo Gomes, aag@isep.ipp.pt

Supervisão: Xxxx, email

Departamento de Engenharia Eletrotécnica

Mestrado em Engenharia Eletrotécnica – Sistemas Elétricos de Energia

2015
Agradecimentos

A dedicação, o incansável trabalho, as ferramentas concedidas, o amor e os valores incutidos

pela minha família, fazem com que a gratidão que consigo expressar neste pequeno texto
constitua um diminuto resumo daquilo que lhe é equivalente. Obrigado Pai, Mãe e Irmã!

A atualização da família com a minha namorada de sempre, prova que encontrei cedo a
pessoa responsável pela futura alegre e feliz vivência conjunta.

Agradeço aos colegas de trabalho pela ajuda na evolução, disponibilidade e camaradagem

proporcionada ao longo do tempo e em cada momento do dia. Realço toda a equipa das
elétricas: o Ricardo, o Eng. Cunha, o Samora, o Pedro, o Carlos e a Célia. Por insistência,
mas por claro mérito refiro o nome dos colegas “Avaquianos” Diogo, Figueiredo, Rui, Dias
e João.

Agradeço à Schneider Electric, em especial ao Nuno Nunes, pelo convite para a formação
em Smart Panels que constituiu o ponto de partida para a escolha deste tema de tese, bem
como pela disponibilidade demonstrada.

Não posso deixar de expressar aqui o meu agradecimento ao Francisco Pombas, pela
disponibilização de informação e inúmeras explicações, tempo e paciência, quer localmente
ou por via remota.

Ao professor António Gomes, orientador da dissertação, agradeço o apoio, a partilha do

saber e as valiosas contribuições para a elaboração do trabalho, acompanhamento e
orientação.

O meu último agradecimento vai para os grandes amigos que fiz no ISEP e que estão na
mesma caminhada. Em particular, um abraço especial ao Ion, ao Tozé, ao Afonso e ao João
Pereira.

iii
 “There is enough light for those who only desire to see, and enough
obscurity for those who have a contrary disposition”

Blaise Pascal

iv
Resumo
Os Sistemas de Gestão Técnica Centralizada (SGTC) assumem-se como essenciais nos
grandes edifícios, já que permitem monitorizar, controlar, comandar e gerir, de forma
facilitada, integrada e otimizada, as várias instalações existentes no edifício.

O estado da arte de um SGTC baseia-se numa arquitetura distribuída, com recurso a Quadros
de Gestão Técnica (QGT) que incluem Automation Servers - equipamentos nativos nos
protocolos de comunicação mais comummente utilizados neste âmbito, incorporadores de
funcionalidades e programações pré-definidas, e que ficarão responsáveis por integrar na sua
área de influência, um conjunto de pontos de SGTC, definidos em projeto.

Numa nova filosofia de instalação, integração e comunicação facilitada entre dispositivos

que nos quadros elétricos geram dados relevantes para o utilizador e desencadeiam ações
úteis na gestão de uma instalação, surge o novo conceito no mercado de Smart Panels, da
Schneider Electric. Este sistema baseia-se numa ampla e diversa gama de possibilidades de
medição e monitorização energética e da própria aparelhagem, com um sistema de
comunicação com o sistema de gestão e controlo da instalação integrado no próprio quadro,
dispensando assim a necessidade de um sistema externo (QGT), de recolha, comunicação e
processamento de informação.

Após o estudo descritivo teórico dos vários tópicos, questões e considerações relacionadas
com os SGTC, os Smart Panels e a sua integração, o projeto e estudo comparativo do SGTC
sem e com a integração de Smart Panels num grande centro comercial, permitiu concluir
que a integração de Smart Panels num SGTC pode conferir vantagens no que diz respeito à
simplificação do projeto, da instalação, do comissionamento, programação, e da própria
exploração da instalação elétrica, traduzindo-se numa redução dos custos normalmente
elevados inerentes à mão de obra associada a todos estes processos.

Palavras-Chave
SGTC, Smart Panels, Monitorização, Comunicação, Gestão, Projeto, Automation Server,
QGT, Integração, Pontos de SGTC

v
Abstract
The Building Management Systems (BMS) are assumed to be essential in large buildings
since they allow an integrated, easier and optimized monitoring, control, command and
management of the various building facilities.

The state of the art of a BMS is based on a distributed architecture that comprises an
equipment - Automation Server - which natively feature the most commonly communication
protocols used in this type of management system as well as incorporates pre-defined
features and settings. which will be the main equipment of a BMS Switch Board (QGT). It
will be responsible for integrating in its area of influence, a set of BMS points defined in the
BMS project.

Based on a new philosophy of installation, integration and facilitated communication

between devices in electrical switch boards – that generate data relevant to the user and
triggers useful actions to the management process – the new concept of Smart Panels by
Schneider Electric appears in the market. This system is based on a broad and diverse range
of possibilities and energy measuring and monitoring devices, which communicates with the
installation management and control system through devices that are comprised on the same
Panel and possess communication capabilities, thus dispensing an external system of
information collection, reporting and processing (QGT),.

After the theoretical descriptive study of the various topics, issues and considerations related
to a BMS, Smart Panels and their integration into a BMS, the realization and comparison of
BMS project with and without the integration of Smart Panels applied to a study case of a
large shopping center, allowed the conclusion that the integration of Smart Panels in a BMS
in fact confers advantages regarding the simplification of the design, installation,
commissioning, programming, and even the facilities operation, resulting in a reduction of
the usually high costs of labor work associated with all these processes and phases.

Keywords
BMS, Smart Panels, Monitoring, Comunication, Management Project, Automation Server,
QGT, Integration, BMS Points

vi
Índice
AGRADECIMENTOS ............................................................................................................................ III
RESUMO ................................................................................................................................................... V
ABSTRACT .............................................................................................................................................. VI
ÍNDICE ................................................................................................................................................... VII
ÍNDICE DE FIGURAS .........................................................................................................................VIII
ÍNDICE DE TABELAS ......................................................................................................................... XII
ACRÓNIMOS........................................................................................................................................XIII
1. INTRODUÇÃO .................................................................................................................................. 1
1.1.CONTEXTUALIZAÇÃO E MOTIVAÇÃO .................................................................................................. 1
1.2.OBJETIVOS .......................................................................................................................................... 2
1.3.ORGANIZAÇÃO DO DOCUMENTO......................................................................................................... 3
2. SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA ............................................................... 4
2.1.VISÃO E ENQUADRAMENTO ................................................................................................................ 4
2.2.FUNÇÕES E POTENCIALIDADES PRINCIPAIS ......................................................................................... 6
2.3.EVOLUÇÃO DO SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA........................................................ 24
2.4.INTEGRAÇÃO..................................................................................................................................... 27
2.5.COMUNICAÇÃO - PRINCIPAIS PROTOCOLOS ...................................................................................... 31
2.6.SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA – ESTADO DA ARTE ................................................ 58
3. SMART PANELS .............................................................................................................................. 67
3.1.VISÃO E ENQUADRAMENTO .............................................................................................................. 67
3.2.COMPONENTES PRINCIPAIS ............................................................................................................... 71
3.3.VISUALIZAÇÃO, CONFIGURAÇÃO E GESTÃO ..................................................................................... 84
3.4.ARQUITETURAS................................................................................................................................. 86
4. CASO DE ESTUDO.......................................................................................................................... 90
4.1.INTRODUÇÃO .................................................................................................................................... 90
4.2.PRINCÍPIOS COMUNS DE PROJETO ..................................................................................................... 93
4.3.PROJETO DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA CONVENCIONAL.................................................... 106
4.4.PROJETO DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA INTEGRANDO SMART PANELS ................................ 126
4.5.ANÁLISE TÉCNICO-ECONÓMICA ..................................................................................................... 155
5. CONCLUSÕES .............................................................................................................................. 175
REFERÊNCIAS DOCUMENTAIS ...................................................................................................... 182
ANEXOS ................................................................................................................................................. 186

vii
 Índice de Figuras
Figura 1 – Modelo de relação entre energia consumida e trabalho útil efetivamente realizado. 4

Figura 2 – Temperaturas de Conforto – Conforto Adaptativo[9]. 11

Figura 3- Poupanças energéticas com a redução de 1ºC na temperatura objetivo de aquecimento[11].

16

Figura 4 - Critérios e metodologias de gestão e controlo de cargas num SGTC[16]. 18

Figura 5 – Ilustração básica do deslastre de cargas utilizando duas filosofias diferentes, nomeadamente
do papel do SGTC na filosofia apresentada à esquerda. 19

Figura 6 – Cenário com 4 estados, baseado em condições locais numa determinada zona[16]. 22

Figura 7 – Organização e Interação entre as Bases de Dados, Software de processamento da

informação e utilizador[16]. 22

Figura 8 – Modelo Integrado Sistema de Gestão Técnica Centralizada – Sistema de Gestão de

Consumos[6]. 23

Figura 9 – Níveis de um SGTC[8]. 28

Figura 10 – Protocolo TCP/IP e as suas camadas no processo de comunicação (inclusão do Modelo

OSI ao centro para comparação)[25]. 35

Figura 11 – Arquitetura de Comunicação utilizando o protocolo ModBus RTU[29]. 37

Figura 12 – Modelo de Camadas ModBus TCP/IP e ModBus Serial[28]. 38

Figura 13 – Estrutura de Mensagem a transmitir em ModBus RTU ou ModBus TCP/IP[27]. 39

Figura 14 – Processo de Comunicação Cliente Servidor[29]. 40

Figura 15 - Sistema de Gestão Técnica Centralizada - ModBus Serial e ModBus TCP/IP[24]. 41

Figura 16 – Níveis e Tecnologias do protocolo padrão Profibus[26]. 43

Figura 17 – Arquitetura multimestre do protocolo Profibus, através de um sistema de arbitragem.44

Figura 18 – Topologias: 1) Livre – Anel, Estrela, ou Árvore; 2) Bus; 3) Suportada (Backbone) 46

Figura 19 – Arquitetura baseada em Lontalk[32]. 48

Figura 20 – Filosofia de funcionamento do protocolo BACnet[34]. 49

Figura 21 – Modelo de Camadas do Protocolo BACnet[35]. 49

Figura 22 – Arquitetura BACnet[34]. 50

Figura 23 – Rede de Comando (bus) e Potência independentes[14]. 51

Figura 24 – Topologias de arquitetura de segmentos da rede[37]. 52

viii
Figura 25 – Estrutura hierárquica da rede no protocolo KNX[37]. 53

Figura 26 – Estrutura de uma Instalação KNX[37]. 53

Figura 27 – Integração num SGTC como um subsistema não comunicante (à esquerda) ou

comunicante (à direita). 55

Figura 28 – Componentes Separadas de Potência e Comando no Sistema DALI[39]. 57

Figura 29 – Representação exemplo do uso de DALI para realizar a regulação de fluxo progressiva
com base num sensor de luz, luz natural e artificial[38]. 57

Figura 30 – Topologias de rede de uma instalação DALI[13]. 57

Figura 31 – Exemplo da estrutura de um Automation Server da Schneider Electric: Alimentação

24VDC; Comunicação LAN (TCP/IP) e SubLan (Lon, Bacnet e ModBus); Capacidade de 30
módulos de entradas saídas (I/O); Função integrada de Webserver[44]. 60

Figura 32 – Objetos e Propriedades – atribuição de valores e a sua natureza[16]. 61

Figura 33 – Estrutura Organizacional (Parcial – Instalações Técnicas) de um Software de Gestão

Técnica Centralizada baseado no paradigma de Programação Orientada a Objetos[16]. 62

Figura 34 – Organização e estrutura típica de um Software atual de um SGTC num grande edifício do
ponto de vista do acesso pelo utilizador[16]. 62

Figura 35 – Utilização de Redes Neuronais para com base em novos dados de entrada e uma rede
“treinada”, se obterem códigos de falhas e avarias que servirão de suporte ao gestor da
manutenção[16]. 64

Figura 36 – Arquitetura distribuída do tipo Single BACnet[48]. 65

Figura 37 – Arquitetura distribuída do tipo Single LON[49]. 66

Figura 38 – Arquitetura distribuída com múltiplos Automation Servers[50]. 66

Figura 39 – Exemplo de contactos auxiliares de sinalização (monitorização) com aparelhagem

tradicional à esquerda e versão própria para a gama Acti9 à direita: SD –Disparo (trip); OF –
Estado (aberto/fechado) [55]. 69

Figura 40 – Filosofia básica inerente ao conceito de Smart Panels [54]. 71

Figura 41 – Aspeto, características e diferenças das versões Smartlink Ethernet (em cima) e Smartlink
ModBus (em baixo)[52]. 72

Figura 42 – Especificidades da ligação de disjuntores não modulares ao sistema Enerlin’X[52]. 75

Figura 43 – Aspeto descritivo e funcionalidades do módulos de interface, incluindo a possibilidade de

empilhamento de módulos IFM até 12 unidades para uma posterior ligação à rede Ethernet pelo
acoplamento do módulo IFE+Gateway[52]. 78

Figura 44 – Topologias base para ligação de aparelhagem não modular ao sistema Enerlin’X[54].79

Figura 45 – Módulo I/O[52]. 81

ix
Figura 46 – Incorporação do módulo I/O numa arquitetura de Smart Panel, nomeadamente no sistema
Enerlin’X[52]. 81

Figura 47 – Ecrã de Visualização FDM128 e exemplo de menus e opções disponibilizadas[52, 54]. 82

Figura 48 – Aspeto geral da Com’X200 e exemplo das suas funcionalidades[54]. 84

Figura 49 – Exemplo das páginas de configuração e teste de dispositivos[52]. 85

Figura 50 – Exemplo das páginas Web geradas por alguns equipamentos com ligação Ethernet[52]. 85

Figura 51 – Resumo gráfico do posicionamento e possibilidade de comunicação de cada

equipamento[52]. 87

Figura 52 – Arquitetura Exemplo de um sistema de Smart Panels[52]. 88

Figura 53 – Arquitetura alternativa exemplo de um sistema de Smart Panels[52]. 89

Figura 54 – Maquete simplificada do edifício de estudo com a área de intervenção a azul [fornecido
pela equipa de arquitetura]. 91

Figura 55 – Dimensão, delineação e identificação dos pisos e espaços principais do edifício comercial.
91

Figura 56 – Exemplo de instalação análoga, com armazém de duplo pé direito, solar tubes na
cobertura e regulação de fluxo da iluminação artificial (0% do fluxo nominal na imagem)[58]. 92

Figura 57 – Ilustração gráfica dos espaços do Piso 1[59]. 93

Figura 58 – Localização (azul) indicativa e identificativa das áreas técnicas nos diferentes pisos, com
escala de referência na ilustração do piso 1 para compreensão das distâncias envolvidas. 109

Figura 59 – Extrato da Lista de Pontos elaborada com destaque (vermelho) para pontos de dispositivos
e equipamentos localizados fora das áreas técnicas apresentadas e que ficarão afetos ao QGT-1.2.
117

Figura 60 – Exemplo da incorporação no desenho de um esquema unifilar de um quadro elétrico dos

pontos a integrar num Sistema de Gestão Técnica Centralizada. 118

Figura 61 – Extrato do Diagrama de Sistema de Gestão Técnica Convencional. 125

Figura 62 – Aparelhagem e dispositivos integrantes do catálogo Smart Panels. 126

Figura 63 – Gama de Aparelhagem (modular) Acti 9. 128

Figura 64 – Componentes do sistema Acti 9 necessários ao projeto. 129

Figura 65 - Posicionamento relativo e as ligações entre os componentes. 130

Figura 66 – Diagrama parcial de ligações do “Quadro do Parque de Estacionamento 1”. 131

Figura 67 – Fases da filosofia subjacente aos Smart Panels, onde se destaca a importância atribuída à
previsão da utilização da Ethernet para a obtenção do proveito máximo do sistema[54]. 132

Figura 68 - Diagrama parcial de ligações do “Quadro do Parque de Estacionamento 2”. 134

x
Figura 69 – Extrato dos pontos da zona técnica -1.3, do diagrama da arquitetura geral do SGTC afeto
às instalações elétricas com base em Smart Panels 136

Figura 70 – Diagrama de Ligações, recorrendo a um Switch[54]. 139

Figura 71 – Diagrama de Ligações, recorrendo ao uso de módulos IFM[54]. 139

Figura 72 – Considerações quanto ao sistema ULP, possibilidades integradas na aparelhagem e

interfaces de comunicação Enerlin’X[54]. 141

Figura 73 – Exemplo de cálculo do consumo de um conjunto de componentes[54]. 142

Figura 74 – Esquema de Layout do aspeto generalista de um quadro do presente projeto[62]. 144

Figura 75 – Esquema unifilar do QP1 – ilustração do processo inicial de reformulação com base no
esquema utilizado no projeto convencional. 146

Figura 76 – Extrato do diagrama simplificado da arquitetura com Smart Panels. 148

Figura 77 – Esquema unifilar do QP1 – ilustração do processo final de reformulação com base no
esquema utilizado no projeto convencional e nas considerações apresentadas. 149

Figura 78 – Diagrama detalhado da arquitetura baseada em Smart Panels. 151

Figura 79 – Quadro de Gestão Técnica complementar à arquitetura baseada em Smart Panels. 153

Figura 80 – Lista de Pontos do SGTC integrando Smart Panels. 154

Figura 81 – Ilustração gráfica dos valores absolutos dos grupos descritos – projeto convencional.159

Figura 82 – Ilustração gráfica dos valores relativos dos grupos descritos – projeto convencional.159

Figura 83 – Ilustração gráfica dos valores absolutos dos grupos descritos – projeto com Smart Panels.
162

Figura 84– Ilustração gráfica dos valores relativos dos grupos descritos – projeto com Smart Panels.
163

xi
 Índice de Tabelas
Tabela 1 – Resumo das possíveis funções e potencialidades de um SGTC. 7
Tabela 2 – Características Típicas dos meios de transmissão no protocolo LonTalk[23].47
Tabela 3 – Funções disponíveis nos dispositivos de possível ligação ao Acti 9
Smartlink[49]. 73
Tabela 4 – Funções disponíveis das gamas de proteção não modular com Unidades
Micrologic[49]. 74
Tabela 5 – Funções Integradas no Módulo I/O [49]. 80
Tabela 6 – Resumo dos componentes e características de comunicação do sistema
Enerlin’X [49]. 86
Tabela 7 – Equipamentos de Monitorização Energética a instalar nos quadros elétricos.98
Tabela 8 – Identificação e Localização dos QGTs afetos às instalações elétricas. 120
Tabela 9 – Caracterização da alimentação de componentes de um Smart Pane[51, 53]l.141
Tabela 10 – Custo agrupado estimado dos Quadros Elétricos de Potência e dos QGTs.158
Tabela 11 – Custo agrupado estimado dos Smart Panels e QGT-1.1. 161
Tabela 12 – Espaço libertado pela escolha da opção que considera a integração de Smart
Panels. 168

xii
Acrónimos

ANSI American National Standards Institute

AQS Águas Quentes Sanitárias

ASCII – American Standard Code for Information Interchange

ASHRAE American Society of Heating, Refrigerating, and Air-Conditioning Engineers

ATEX Atmosphères explosibles

AVAC – Aquecimento, Ventilação e Ar Condicionado

BMS Building Management System

BREEAM Building Research Establishment Environmental Assessment Methodology

DALI Digital Addressable Lighting Interface

DDC Direct Digital Control

EA Entrada Analógica

ED Entrada Digital

FTP File Transfer Protocol

GTC Gestão Técnica Centralizada

HMI Humam-Machine Interface

IFE Ethernet Interface Module

IFM Modbus Interface Module

IP – Internet Protocol

ISO International Organization for Standardization

xiii
 LCD Liquid Crystal Display

LED Light Emitting Diode

MBAP ModBus Application Header

NA Normalmente Aberto

NF Normalmente Fechado

OLE – Object Linking and Embedding

OOP Object-oriented programming

OPC Object Process Control

OSI Open Systems Interconnection

PID – Proportional, Integrative, Derivative

PLC – Programmable Logic Control

PoE Power Over the Ethernet

QEE Qualidade de Energia Elétrica

QGBT – Quadro Geral de baixa Tensã

RECS – Regulamento de Desempenho Energético dos Edifícios de Comércio e Serviços

RNA – Rede Neuronal Artificial

RTU Remote Terminal Unit

SA Saída Analógica

SD Saída Digital

SADG Sistemas Automáticos de Deteção de Gases

SADI Sistema Automático de Deteção de Incêndio

SADIR Sistema Automático de Deteção de Intrusão e Roubo

xiv
 SCADA Supervisory Control and Data Acquisition

SCIE segurança contra incêndio em edifícios

SELV Separated Extra Low Voltage

SGC – Sistema de gestão de consumos

SGTC – Sistema de Gestão Técnica Centralizada

SMTP Simple Mail Transfer Protocol

SNVT Standard Network Variable Type

TCP – Transmission Control Protocol

THD – Total Harmonic Distortion

TN – Esquema de Ligação à terra: Terra pelo Neutro

ULP Universal Logic Plug

UPS – Uninterruptible power supply

WAGES Water, Air, Gas, Eletricity and Steam

WLC – Wired Logic Control

xv
xvi
1. INTRODUÇÃO

1.1. CONTEXTUALIZAÇÃO E MOTIVAÇÃO

Um Sistema de Gestão Técnica Centralizada (SGTC) visa assegurar uma gestão adequada e
otimizada dos processos e funcionamento dos subsistemas do edifício de acordo com as
necessidades de conforto e operação dos utilizadores, enquanto minimiza os (elevados)
desperdícios, a energia consumida para o mesmo trabalho útil produzido e os custos
associados à exploração e manutenção das instalações[1].

Um SGTC tem evoluído para um sistema totalmente integrado e cada vez mais
automatizado, que inclui um cada vez maior número de entradas e saídas, sendo a
comunicação de informação efetuada numa infraestrutura mais ou menos complexa criada
para o efeito[2-4].

Numa nova filosofia de instalação, integração e comunicação facilitada entre dispositivos

que nos quadros elétricos geram dados relevantes para o utilizador e desencadeiam ações
úteis na gestão de uma instalação, surge o novo conceito no mercado de Smart Panels, ou
quadros inteligentes, da Schneider Electric.

Dado que o autor deste documento assume funções de projetista numa das maiores empresas
de engenharia de projeto e consultoria na área de edifícios e indústria, a possibilidade de
criação de valor pela integração no projeto de novas tecnologias, filosofias e arquiteturas,
nomeadamente no que diz respeito à gestão e exploração otimizada ao longo da extensa vida
útil de um edifício – fortemente dependente de um bom projeto de gestão técnica centralizada
– surge a aplicação prática do conceito num âmbito mais alargado como tema de tese.

1
1.2. OBJETIVOS
O trabalho realizado teve como primeiro objetivo descrever de uma forma detalhada e
pertinente, um conjunto de tópicos inerentes ou fortemente relacionados com a Gestão
Técnica Centralizada, desde a visão e importância subjacente à sua consideração e
implementação, bem como descrever as suas funcionalidades principais, abordando ainda a
sua evolução e o atual estado da arte.

A abordagem relativa aos Smart Panels pretende analisar a sua visão e enquadramento, as
funcionalidades disponibilizadas, potenciais vantagens, nomeadamente no que diz respeito
à sua possível relação/integração num SGTC.

Após uma descrição e análise teórica devidamente aprofundada aos diversos temas, surge o
estudo de um exemplo prático de aplicação – o terceiro grande objetivo do trabalho. Como
exemplo de caso de estudo, o autor analisa e compara o projeto de gestão técnica centralizada
sem e com a integração de Smart Panels, num grande centro comercial, apresentando na
perspetiva do projetista, as diferenças e as considerações a ter na sua elaboração, bem como
na perspetiva de investimento e exploração por parte do cliente. Refira-se no que diz respeito
à componente de projeto e caso prático, este trabalho debruça-se sobre a componente das
instalações elétricas do SGTC, dado que a nível de outras instalações, nomeadamente as
mecânicas, não existem diferenças numa arquitetura que integre Smart Panels.

De uma forma mais detalhada, enumeram-se os seguintes objetivos, que incluem a análise e
desenvolvimento dos seguintes tópicos:

 Sistemas de Gestão Técnica Centralizada - Funções e Potencialidades principais;

 Sistemas de Gestão Técnica Centralizada - Evolução e Estado da Arte;

 Sistemas de Gestão Técnica Centralizada – Arquiteturas;

 Sistema de Gestão Técnica Centralizada na perspetiva de Projeto;

 Conceito de Smart Panels – Visão e Enquadramento;

 Smart Panels – Componentes e Funcionalidades;

 Smart Panels - Arquiteturas;

 Estudo de Caso Prático - Projeto de um SGTC convencional;

2
  Estudo de Caso Prático - Projeto de SGTC integrando Smart Panels;

 Análise técnica e económica referente aos resultados obtidos que inclui uma análise
crítica relativamente ao caso prático, bem como a um SGTC na sua globalidade.

1.3. ORGANIZAÇÃO DO DOCUMENTO

Este trabalho divide-se em 5 capítulos principais:

 No capítulo 1 é introduzido o tema e são referidos os objetivos a atingir;

 No capítulo seguinte é abordada a importância e potencialidades de um SGTC, a

evolução e estado da arte atual, descrevendo-se as arquiteturas e os seus
componentes, bem como considerações e questões inerentes ao projeto,
implementação e exploração;

 O capítulo 3 introduz e explicita o conceito de Smart Panel, os seus componentes, o

sistema de comunicação Enerlin’X, arquiteturas exemplo bem como as vantagens do
ponto de vista do autor, analisando-se a pertinência da sua integração num SGTC;

 O capítulo 4 descreve o caso de estudo, onde será reformulado o projeto de SGTC

convencional elaborado pelo autor deste mesmo projeto, de modo a incluir Smart
Panels. Aqui serão apresentadas as considerações de um projeto de um SGTC do
ponto de vista do projetista, considerando uma abordagem convencional atual e
considerando a integração de Smart Panels no SGTC. Apresenta-se também uma
análise técnica e económica referente aos resultados obtidos referindo-se e
justificando-se opções e considerações nas tomadas de decisão a diferentes níveis;

 No capítulo 5 são apresentadas as conclusões deste trabalho onde se inclui uma

análise crítica pertinente e complementar à do capítulo anterior, bem como as
contribuições para o tema relativo ao SGTC e para a especialidade de instalações
elétricas, oportunidades de melhoria e trabalhos futuros.

3
2. SISTEMA DE GESTÃO
TÉCNICA CENTRALIZADA

2.1. VISÃO E ENQUADRAMENTO

Os Sistemas de Gestão Técnica Centralizada (SGTC) assumem-se como essenciais nos
grandes edifícios, já que permitem monitorizar, controlar, comandar e gerir, de forma
integrada e otimizada, as várias instalações existentes no edifício, tais como as de
climatização, águas quentes sanitárias (AQS), monitorização de energia, iluminação,
segurança, sistemas de produção de energia elétrica, entre outros[2, 4-6].

De facto, a redução dos desperdícios energéticos é um dos pontos fortes dum sistema destes,
onde pela monitorização energética, de equipamentos e instalações, análise de padrões
comportamentais e pela gestão da manutenção e das diversas cargas da instalação, é possível
uma otimização dos processos tanto ao nível da eficiência energética como também ao nível
da conservação de energia. Para melhor compreensão, vamos assumir que a determinação
ou a análise à adequação do consumo de um edifício pode ser feita com o recurso a um
modelo linear simples, como o que se mostra na Figura 1.

E(W)=mW + e

Figura 1 – Modelo de relação entre energia consumida e trabalho útil efetivamente realizado.

4
Pela análise do modelo apresentado, temos que:

 A redução de “e” significa uma diminuição dos consumos de energia nos serviços
auxiliares e na perdas. Neste caso deve-se reduzir ao máximo os consumos quando
não há trabalho útil a ser produzido (medidas associadas principalmente à
conservação de energia).

 A redução de “m”, significa que para o mesmo trabalho útil produzido, é consumida
menos energia (predominância de medidas de eficiência energética)

 A redução simultânea de “e” e “m”, significa uma diminuição global dos consumos
de energia nos serviços auxiliares, nas perdas e na incidência do consumo de energia
para um mesmo trabalho útil a ser produzido (medidas de conservação de energia
bem como de eficiência energética).

Repare-se que a passagem de uma situação do tipo 1 para tipo 2 (situações representadas no
modelo) requer antes das ações, uma monitorização dos consumos e das instalações – é
necessário conhecer, antes de planear e agir. A monitorização referida envolve num edifício
de grandes dimensões uma grande rede do que se pode chamar “medidores”, “sensores”,
“contactos”, “contadores” ou “analisadores”. Todos estes constituem entradas para um
sistema que concentrará todos estes dados, ajudando o utilizador a planear ações corretivas
ou preventivas consoante os registos apresentados e objetivos de exploração, que poderão
ser executadas através desse mesmo sistema centralizador e de gestão das instalações.

Como se verá posteriormente, as funcionalidades e potencialidades de um sistema deste

género, são tão úteis em grandes edifícios (médio ou grande porte), que se pode afirmar,
baseando-nos em aspetos e resultados económicos, técnicos e ambientais referidos a
literatura, que um SGTC é essencial na exploração destas instalações[4].

Refira-se que em termos de legislação, o Sistema de Gestão Técnica Centralizada foi tornado
obrigatório por forma a, prioritariamente, dar cumprimento ao Decreto-Lei n.º 118/2013, de
20 de Agosto, que aprovou o Sistema de Certificação Energética dos Edifícios, o
Regulamento de Desempenho Energético dos Edifícios de Habitação e o Regulamento de
Desempenho Energético dos Edifícios de Comércio e Serviços, transpondo ainda a Diretiva
n.º 2010/31/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 19 de Maio de 2010, relativa ao
desempenho energético dos edifícios. Foi dada especial atenção à Portaria n.º 349-D/2013

5
de 2 de Dezembro que determina os requisitos dos sistemas técnicos dos edifícios,
nomeadamente no Anexo I – Regulamento de Desempenho Energético dos Edifícios de
Comércio e Serviços (RECS) – Requisitos de Conceção para Edifícios Novos e Novas
Intervenções[7].

Cumprindo os pontos 10.1 e 10.3 do referido diploma, resulta a obrigatoriedade de projetar

e implementar um Sistema de Gestão Técnica Centralizada que cumpra com o referido
regulamento, nomeadamente garantindo os requisitos mínimos associados à Classe C da
Norma EN15232 de Janeiro de 2012 (Energy performance of buildings; Impact of Building
Automation, Controls and Building Management) [7]. O RECS define também a adoção de
equipamentos que nativos nos protocolos de comunicação usualmente definidos como
standard[7] – TCP/IP, LonTalk, BACnet e ModBus (estes protocolos serão abordados em
capítulo posterior).

De facto, resulta uma forte incidência (com raízes históricas[2, 6]) das funções atribuídas a
este sistema sobre as Instalações Mecânicas (AVAC - Aquecimento, Ventilação e Ar
Condicionado), devido às enormes potencialidades de redução de consumos, simplificação
da exploração do complexo e orientação de programas de manutenção preventiva.

Contudo, a necessidade e importância da monitorização e gestão de aparelhagem,

equipamento, infraestruturas de outras instalações e consumos energéticos, nomeadamente
as correspondentes às instalações elétricas e de segurança, leva a que um SGTC tenha uma
importância preponderante nas mesmas questões referidas no parágrafo anterior, sendo
também de realçar fortemente, o interesse na integração das várias instalações, pois todas
elas se relacionam entre si, com influências, precedências e consequências.

2.2. FUNÇÕES E POTENCIALIDADES PRINCIPAIS

Um SGTC constitui o instrumento que permite, ao longo dos muitos anos de vida expectável
do edifício, estabelecer, adaptar e readaptar, estratégias operacionais, monitorizar todos os
sistemas e órgãos vitais do edifício e ajudar efetivamente o seu gestor técnico na condução
a curto, médio e longo prazo otimizar emissões, consumos, recursos e custos.

6
´

A Tabela 1 resume algumas das principais, habituais e possíveis funções e potencialidades

de um SGTC [1, 2, 4, 5, 8], sendo estas detalhadas nos subcapítulos seguintes.

Tabela 1 – Resumo das possíveis funções e potencialidades de um SGTC.

Tipo Função
 Consumos de Energia Elétrica, Energia Térmica e Água

 Potências e Qualidade de Energia Elétrica

 Monitorização do processo e quantificação da produção de energia elétrica e energia

térmica
 Qualidade do Ar Interior

 Velocidade do Vento

 Temperaturas Interiores e Exteriores do Ar

 Pressões e Temperaturas de Fluidos

 Contabilização de Períodos de Funcionamento de Equipamentos

 Sinalização da posição de registos e válvulas

Monitorização

 Monitorização da aparelhagem de proteção contra sobreintensidades e contatos

indiretos da Instalação Elétrica - Monitorização de Estados e Disparos
 Monitorização dos níveis de Iluminância

 Monitorização da ocupação de espaços

 Monitorização de Estados de Equipamentos de Campo

 Base para a Deteção de Avarias

 Dados como base para a Emissão de Alarmes

 Monitorização de níveis de tanques e reservatórios, equipamentos de bombagem e

válvulas das Instalações Hidráulicas

 Monitorização do Estado de Funcionamento dos Equipamentos de Transporte de Bens e

Pessoas

 Monitorização dos Sistemas de Segurança

7
  Aplicação de Funções de Otimização de Funcionamento Sequencial ou Simultâneo de
acordo com cenários, objetivos e restrições
 Estratégias de tarifário como o Deslocamento de Cargas no Tempo ou deslastre de
cargas no período de ponta
 Gestão relacionada com o Duty Cycling de equipamentos em diferentes períodos

 Ajuste dinâmico dos set-points do sistema de climatização

Controlo e Comando

 Controlo de grelhas automatizadas na fachada

 Controlo da Iluminação - On/Off, Dimming, Programação horária, por zonas, por

ocupação, por nível de iluminação natural, por cenários, etc
 Possibilidade de Envio de Elevadores ao Piso de Referência

 Deslastre de Quadros e cargas selecionadas aquando da entrada de Grupo Gerador

 Ligar e Desligar Cargas de acordo com cenários definidos - dados provenientes da

monitorização (atuam como desencadeadores de ações), programação horária, etc
 Modulação da Velocidade de Motores

 Ações relacionadas com os sistemas de segurança não afetos Às instalações de

segurança contra incêndio, nomeadamente com os sistemas de intrusão, controlo de
acessos e CCTV.

 Exportação de dados e informação detalhada ou resumida - personalizável - com a

inclusão ou não de gráficos
 Emissão, Registo, Gestão e Personalização de Alarmes
Gestão, Manutenção e Planeamento

 Gestão e Programação de Períodos de Funcionamento de Equipamentos e Sistemas

Redundantes
 Gestão da manutenção

 Listagem de ações realizadas

 Avaliação e Gestão de Metas e Objetivos

 Conhecer e Acompanhar a Utilização de Energia na Instalação

 Calendarização de Tarefas

 Flexibilidade na Elaboração de Diagramas de Cargas

 Deteção, Registo de Avarias e Diagnóstico Remoto

8
2.2.1. MONITORIZAÇÃO

2.2.1.1. MONITORIZAÇÃO DE ENERGIA

Os (elevados) consumos energéticos de um complexo devem ser alvo de uma monitorização

permanente e individualizada. A individualização máxima (setorizada física e
temporalmente) dos diversos consumos energéticos (i.e. eletricidade, térmica e água)
permite identificar, estudar e seguir comportamentalmente esses consumos (respondendo às
perguntas: onde, como e quando é utilizada a energia?) possibilitando uma atuação mais
rápida, eficaz e eficiente face aos consumos detetados, previstos, imprevistos e alcançáveis.

A determinação dos pontos de medição deve ser realizada para cada caso, dados os objetivos
e o nível do SGTC. Isto pode ser feito por um levantamento em campo das cargas do edifício,
consultando e retificando diagramas unifilares existentes, ou elaborando novos a partir das
observações nos locais (quando aplicável).

Através da análise em real-time ou uma análise à posteriori através de um diagrama de

cargas, por fácil e rápida observação é fácil retirar conclusões acerca do comportamento das
cargas, inclusive na deteção de consumos anómalos e potencial para melhorias – o que
suporta a referida importância de uma monitorização dos consumos, onde a individualização
em grupos e sistemas pode ser um fator chave para importantes e mais rápidas intervenções.

Além disso, um sistema de monitorização de consumos fornece dados para análise,

planeamento e avaliação de metas energéticas, elaboração de relatórios, definição de planos
de manutenção, contratualização de contratos de performance energética, realização de um
historial de benchmarking energético da instalação e facilita a introdução de uma
componente forte de sensibilização da comunidade, como a disponibilização dos consumos
em “real time”, de dados selecionados ou até de exemplos do impacto a nível ambiental,
social e económico de medidas aplicadas na instituição.

A vasta utilização de equipamentos e dispositivos de eletrónica de potência (cargas não

lineares) em edifícios leva-nos à importância da monitorização de parâmetros relacionados
com a qualidade da energia elétrica (QEE)[9, 10]. Por qualidade de energia entende-se que
as grandezas elétricas fundamentais – tensão, corrente e frequência – devem encontrar-se
com características adequadas e definidas em regulamento próprio para a correta operação
de equipamentos e a otimização do uso das instalações elétricas[9]. Dos principais problemas

9
relacionados com a QEE neste tipo de instalações realçam-se os relacionados com as taxas
de distorção harmónica da corrente e tensão (THDi e THDu respetivamente).

Na monitorização de energia, pode também ser incluído um conjunto de parâmetros que

detalham a energia produzida por sistemas de produção de energia elétrica (e.g. renovável
como no caso da fotovoltaica) e de energia térmica (e.g. caldeiras), nomeadamente a nível
de potência, rendimento, horas de funcionamento, etc.

2.2.1.2. MONITORIZAÇÃO DA INSTALAÇÃO

Além da monitorização dos consumos energéticos e qualidade de energia, um SGTC poderá

permitir aceder através de outros tipos de equipamentos, aparelhagem, contactos e sensores,
a parâmetros como a qualidade do ar interior, temperaturas de diversos espaços, pressões,
caudais, e parâmetros que traduzem a funcionalidade correta ou avaria de dispositivos,
equipamentos e sistemas.

Refira-se, que apesar de ser possível integrar num SGTC “qualquer tipo” de equipamento,
fornecedor de entradas (dados) ou recetor de saídas (ações), apenas deverá ser integrado o
que tenha utilidade para o Sistema de Gestão Técnica e o seu utilizador, caso contrário
aumenta-se a complexidade do sistema e os custos associados à sua implementação,
diminuindo ainda a fiabilidade do mesmo (série de funções de fiabilidade de equipamentos).

A qualidade do ar num compartimento ou edifício é avaliada de modo a satisfazer

simultaneamente critérios de saúde e de conforto. Os critérios de saúde devem ter em
consideração a exposição dos ocupantes aos poluentes do espaço interior o que implica a sua
identificação e das suas fontes e o conhecimento dos valores limite de exposição a curto e
longo prazo para os diversos poluentes[8, 11]. Os critérios de conforto por outro lado
permitem determinar taxas de ventilação que procuram minimizar as perceções
desagradáveis devidas ao odor e bioefluentes dos ocupantes bem como de outros produtos
originados pela atividade dos ocupantes ou pelo próprio edifício[8, 11].

Refira-se que o conforto térmico depende de fatores quantificáveis – temperatura do ar,

velocidade do ar, humidade, etc. e de fatores não quantificáveis – estado mental, hábitos,
educação, etc[7]. Com o intuito de obter um ambiente interior dos edifícios termicamente
confortável para os seus ocupantes, enquanto se tem em atenção os consumos energéticos
para tal, as normas sobre conforto térmico são uma ferramenta essencial. Pode-se considerar

10
então uma temperatura objetivo (de manutenção) interior dos espaços de 25ºC no verão e a
de 20ºC no inverno[4, 11]. Uma pequena variação nesta temperatura objetivo tem um
impacto elevado no consumo energético relacionado com a climatização, pelo que uma
estratégia de redução de consumos pode ser a de “jogar” com os intervalos das temperaturas
de conforto (Figura 2).

Figura 2 – Temperaturas de Conforto – Conforto Adaptativo[9].

Em termos de monitorização e controlo dos sistemas de climatização, realça-se ainda que a

falta de um controlo estável aumenta o consumo de energia geralmente entre 3 e 5%,
diminuindo a vida útil das válvulas e atuadores. Este fenómeno acontece quando a
configuração do algoritmo de controlo (normalmente do tipo PID – Proportional,
Integrative, Derivative) torna-se deficiente ao longo do tempo[4]. Em sistemas complexos,
isto cria um efeito de cascata afetando toda a instalação. Daí ser muito importante
monitorizar e analisar periodicamente o seu funcionamento de modo a corrigi-lo, se
necessário.

Ao nível da instalação elétrica é normalmente feita a monitorização do “estado” e/ou

“disparo” de dispositivos de proteção contra sobreintensidades selecionados – de
canalizações que alimentam quadros principais ou cargas individuais consideradas
importantes (e.g. disjuntores magnetotérmicos localizados no Quadro Geral de Baixa Tensão
(QGBT) ou o de alimentação a um bastidor da rede estruturada no data center do edifício).

Outros equipamentos/dispositivos/aparelhagem/sistemas monitorizados de forma habitual

nas instalações elétricas incluem os pontos (i.e. entradas a integrar no SGTC) relacionados
com as UPSs, Grupos Geradores, descarregadores de sobretensão, relés varimétricos de
baterias de condensadores. Esta monitorização é habitualmente realizada através da ligação
dos contactos secos respetivos (entradas digitais) ao equipamento de automação e controlo

11
designado para a área de influência correspondente, o qual transmite o “estado” em que se
encontram ao SGTC.

Se já foi referido que cada vez mais as cargas de um edifício são equipamentos e dispositivos
baseados em eletrónica de potência, como a iluminação baseada em Light Emitting Diodes
(LED) e os seus drivers, balastros eletrónicos sem ou com regulação de fluxo, variadores de
velocidade, arrancadores suaves, unidades de alimentação ininterruptas (UPS), entre outros,
potenciam-se os problemas na instalação elétrica, devido por um lado às taxas de distorção
harmónica referidas e por outro às correntes de fuga mais elevadas.

De facto, sendo que a maioria dos fabricantes de modo a respeitarem a legislação em vigor
em termos de geração de harmónicos e de compatibilidade eletromagnética, efetuam a
compensação no próprio equipamento com a inclusão de filtros (normalmente passivos), o
problema principal tende para as correntes de fuga que são agravadas pela inclusão desses
filtros (aumento da capacitância de fuga).

Assim, além de no projeto deverem ser previstas medidas de compensação ativa, uso de
regimes de terra diferentes (nomeadamente o TN a jusante de uma UPS online trifásica de
elevada potência, efetuando-se a proteção contra contatos indiretos por disjuntores ou
fusíveis), transformadores de isolamento ou intensidades de corrente residual nominal dos
dispositivos diferenciais mais elevadas (tendo sempre em conta o valor de terra da instalação
– que no caso de edifícios de médio/grande porte com postos de transformação, devido a não
se conseguirem terras de proteção e de serviço distintas, geralmente toma o valor de 1 Ohm
por se adotar uma terra única), a monitorização do “estado” e/ou “disparo” dos dispositivos
de proteção diferencial principais através da(s) entrada(s) digital(is) do(s) contacto(s)
auxilar(es) dos dispositivos pelo SGTC assume uma maior importância face à maior
probabilidade de disparos intempestivos e consequente menor continuidade de exploração
da instalação – o que pode acarretar custos elevados dependendo da situação.

Dependendo da tensão da rede de comando, do isolamento desta face à de potência e do

nível harmónico presente na instalação, torna-se ainda mais importante monitorizar os
próprios equipamentos de automação e controlo bem como a rede de comunicação devido
a falhas de operação, ou mau funcionamento devido a interferências provocadas por
problemas de QEE.

12
Outro tipo de monitorização habitualmente efetuada é a relacionada com os sistemas de
iluminação existentes baseados no protocolo DALI (Digital Addressable Lighting Interface
- descrito em capítulo posterior), de onde se pode obter através da comunicação com os
balastros individuais de cada luminária o seu nível de regulação de fluxo, se está ligada ou
se a lâmpada ou o próprio equipamento está avariado ou com problemas de funcionamento.
Isto aplica-se tanto à iluminação normal como à de emergência caso o seu sistema de
comando e monitorização se baseie no protocolo DALI ou equivalente.

Em termos das Instalações Eletromecânicas (i.e. transporte de bens e pessoas), existem

também pontos normalmente monitorizados pelo SGTC, nomeadamente o do estado de
funcionamento (e.g. parado, em movimento, em manutenção, com o stop ou alarme atuado,
etc).

Nas instalações Hidráulicas são normalmente monitorizados os níveis de água dos

reservatórios existentes (de origem e de chegada), o estado de funcionamento de grupos
eletrobombas e o estado de electroválvulas relevantes. Refira-se que nas instalações de AQS
são monitorizadas as temperaturas na produção, válvulas e reservatórios.

As entradas associadas às várias instalações (i.e. mecânicas, elétricas e hidráulicas), estão

portanto integradas num SGTC, fornecendo um conjunto de dados, que comunicados,
processados e analisados com base na programação ao nível de software, podem-se
complementa e influir entre si.

O Sistema de Segurança Integrado, que pode compreender o Sistema Automático de Deteção

de Incêndio (SADI), o Sistema Automático de Deteção de Intrusão e Roubo (SADIR), o
Sistema Automático de Controlo de Acessos (SACA) e os Sistemas Automáticos de Deteção
de Gases (SADG) e os Sistemas de Videovigilância, podem ser também integrados no
SGTC, com vista a uma monitorização completa, integrada e centralizada num único sistema
– SGTC.

Contudo, refira-se que de acordo com o artigo 18 da Portaria nº 1532/2008 [12]que aprovou
o regime jurídico de segurança contra incêndio em edifícios (SCIE), o SGTC não deve
interferir com as instalações relacionadas com a segurança contra incêndio, podendo apenas
efetuar registos de ocorrências sem sobreposição, em caso algum, aos alarmes, sinalizações
e comandos de sistemas e equipamentos de segurança, autónomos ou proporcionados por
aquelas instalações[12]. Isto prende-se naturalmente com a importância do funcionamento

13
totalmente independente e autónomo desses sistemas (e.g. SADI e SADG), de modo a não
poder ser comprometido de qualquer forma o processo normal de deteção, alarme e de
desencadeamento de ações automático. Assim, note-se, que a integração dos sistemas
relacionados com a SCIE num SGTC leva a que, no fundo, apenas seja efetuada uma cópia
das informações desses sistemas de funcionamento obrigatoriamente autónomo para o
SGTC.

Ainda complementando o parágrafo anterior, a existência de um sistema integrado de

comando e monitorização de registos corta-fogo, registos corta-fumo, registos de
desenfumagem e ventiladores associados (que permite atuar nos órgãos mencionados
obedecendo a "ordens" diretas da SADI de acordo com a matriz de incêndio definido pela
equipa de segurança), bem como um Sistema Automático de Extinção (por gases ou por
água) podem comunicar com o SGTC, mas não podem receber ordens de atuação ou inibição
deste.

De referir, que naturalmente, a monitorização de estados realizada pelo SGTC, constitui a

base de um sistema de alarmes. Estes alarmes não são mais do que as alterações dos estados
normais de dispositivos/equipamentos/sistemas assumidas pelo software que gere os dados
recebidos e os apresenta ao utilizador, segundo os critérios estabelecidos previamente
(programação).

2.2.2. CONTROLO E COMANDO

Apenas com base na informação integrada criada pela monitorização a diferentes níveis na
instalação, é possível planear, definir ações corretivas bem como preventivas para a
otimização de processos e energética da instalação.

Com base na monitorização, análise do diagrama de cargas e relacionamento do trabalho útil

realizado na instalação, é possível prever o nível de carga ao longo do tempo (Load-
Shaping), permitindo recorrer, ao deslocamento de cargas (Load-shifting) de forma a atenuar
o pico do diagrama de cargas e a tirar proveito do tarifário ou mesmo da potência máxima
fornecida à instalação[1, 4].

É também possível através da informação da recolhida na monitorização e da análise

posterior, recorrer à interrupção programada ou instantânea do fornecimento

14
momentâneo/temporário de energia a certas cargas críticas não essenciais (seleção de
motores, equipamentos de AVAC, etc) em períodos de ponta ou de consumo instantâneo da
instalação perto do limite máximo contratado/acordado com o fornecedor de energia elétrica
(Load-Shedding) [3, 4].

De facto, o recurso a ferramentas informáticas permite aceder a um conjunto grande de

métodos e modelos de otimização linear e não linear, que podem ser aplicadas em programas
ou planos de gestão, nomeadamente da limitação do valor de energia consumido em cada
instante das diferentes cargas da instalação (computer-based demand limiting load
programs)[3, 4].

As cargas alvo de integração no sistema de gestão e controlo podem ser colocadas em

diferentes programas, tendo em conta, o seu valor em módulo constante ou variável, a hora
do dia ou da semana, a energia total consumida pela instalação ou secção em cada instante
(potência), humidade, caudais e pressões, parâmetros da qualidade do ar, temperaturas de
conforto, níveis de iluminância necessários, horários, taxas de ocupação dos espaços,
objetivos e metas, etc.

No modelo a utilizar, o número de parâmetros (variáveis de decisão – nº e quais os

equipamentos), restrições (tempo, condições de conforto, ocupação, necessidade de carga X
numa situação específica X, interdependência entre cargas e cenários, etc) e a função
objetivo (normalmente a minimização da energia consumida ou dos custos associados em
cada instante) podem ser ajustados e definidos manualmente, sendo o funcionamento dos
programas/planos geralmente automático após a definição do modelo.

Num modelo básico são normalmente integradas as cargas críticas – as que possuem uma
maior potência e/ou que funcionam por períodos longos ou em períodos críticos (e.g. instante
do dia em que o seu funcionamento conduz ao período de ponta da instalação).

A título de exemplo, um problema específico de otimização é o do sequenciamento dos

chillers, quando existem múltiplos equipamentos[4]. Aqui normalmente adapta-se um
modelo em que a função objetivo não é a de minimizar o consumo dos chillers, mas o de
todo o sistema – o ativar ou não de um chiller é baseado na minimização da potência total
associada à satisfação de carga, no Coefficient of Performance (COP) para uma determinada
fração de carga, no sistema de bombagem, na distância, torres de arrefecimento,

15
ventiladores, condensadores, tempo de funcionamento previsto e o equilíbrio do número de
horas de funcionamento de cada equipamento.

Uma estratégia generalista para controlar nomeadamente o pico de potência é alterar o ciclo
de trabalho (duty cycle: tempo on / tempo off + tempo on) de alguns equipamentos,
nomeadamente os de AVAC – aqui estratégias de pré-aquecimento ou arrefecimento em
períodos anteriores podem ser úteis, quando a utilização de unidades de tratamento de ar ou
chillers estão limitadas durante o período de ponta[1, 6].

Nos sistemas de climatização podem ser ajustados os set-points [1, 6, 9, 11](i.e. valores que
levam ao ligar ou desligar do sistema), a programação horária das máquinas de produção
térmica e dos propulsores de distribuição de acordo com as reais necessidades de carga
térmica dos edifícios, a gestão do comando alternativo dos chillers e das bombas de calor ou
da entalpia e da humidade do ar ou a integração do controlo de produção de energias
renováveis, cogeração e redes de distribuição de calor/frio. Como referido, a monitorização
da temperatura dos espaços, da ocupação destes e da qualidade do ar, permite otimizar as
temperaturas alvo para cada espaço, aliando as condições de conforto (adaptativo) à menor
energia gasta para renovar o ar, aquecer ou arrefecer um determinado espaço. Assim, é
possível atingir poupanças consideráveis, quando se altera dinamicamente e adequadamente
os set-points de aquecimento e arrefecimento (Figura 3).

Figura 3- Poupanças energéticas com a redução de 1ºC na temperatura objetivo de

aquecimento[11].

16
Outra ação normal relacionada com as Instalações Mecânicas, tem a ver com a possibilidade
de automatização e controlo pelo SGTC, das grelhas de ventilação e outras aberturas
reguláveis, conjuntamente com a monitorização das temperaturas interiores, exteriores e a
qualidade do ar interior, podem ter um impacto bastante significativo na poupança
energética, através da gestão otimizada e aproveitamento da ventilação natural. Isto é
bastante útil principalmente em Portugal, dado que a temperatura média exterior diária é
inferior à interior, mesmo no verão[9].

O SGTC assume também a função de comandar e controlar a ventilação de áreas diversas

(e.g. parques de estacionamentos abaixo do solo) que é feita através de ventiladores de
insuflação e extração[4, 7, 12]. Estes são programados para funcionarem durante um curto
período de tempo em intervalos de uma hora em modo automático. Por outro lado, caso
existam valores elevados de monóxido de carbono em algum desses pisos, a central de
incêndios dá automaticamente ordem de comando para que os ventiladores desse piso entrem
em funcionamento (além da central de incêndios os ventiladores ainda podem ser
comandados em modo manual ou através do Quadro de Bombeiros).

Um SGTC pode também assumir a função de controlo de iluminação [2-4, 8, 13-15], quer
diretamente pelo deslastre no quadro elétrico pela energização das bobinas dos contatores
correspondentes aos circuitos alvo (através do ligar/desligar das saídas digitais dos
equipamentos de automação e controlo que recebem ordem do SGTC) ou a regulação do
fluxo luminoso (dimming) de luminárias (com balastro ou driver apropriado) pelo cabo de
comando 1-10V ligado à saída analógica do equipamento de automação e controlo em
comunicação com o SGTC, quer indiretamente por sistemas de automação, domótica e
controlo de iluminação como o KNX ou DALI (protocolos discutidos mais à frente). No
caso do KNX, através de uma gateway (módulo de tradução de protocolo) “Protocolo do
SGTC – KNX” e de módulos adequados de comando da iluminação (saídas), é feito o
deslastre de circuitos de iluminação ou até o dimming das luminárias respetivas. No caso do
DALI, o processo é similar, existindo uma Gateway “Protocolo do SGTC – DALI”, sendo
feito o ligar ou desligar das luminárias, não pela parte da potência, mas pelo cabo de
comando (mantem-se a tensão no circuito de potência mesmo com as luminárias desligadas),
à semelhança do processo de regulação de fluxo destas.

O SGTC, como já referido, permite o deslastre de cargas, que são selecionadas consoante os
objetivos definidos (e.g. critérios de controlo de ponta, eliminação de consumos em stand-

17
by, controlo de iluminação, etc). A Figura 4 ilustra os critérios e metodologias de gestão e
controlo de cargas – notar a sua estreita ligação entre o software ao nível da gestão,
programação e planeamento e ao nível dos sensores e atuadores.

Figura 4 - Critérios e metodologias de gestão e controlo de cargas num SGTC[16].

Uma operação específica de enorme importância de um SGTC pode ser, consoante a

filosofia de distribuição de energia, o deslastre de quadros ou cargas não prioritárias, no caso
da entrada do grupo gerador, nomeadamente o de com funções de socorro (alimentação
prevista para manter em funcionamento uma instalação ou partes desta em caso de falta da
alimentação normal por razões que não sejam a segurança das pessoas.). Note-se, que no
caso do grupo gerador produzir uma potência elétrica insuficiente para alimentar todas as
cargas da instalação no caso de falha da rede elétrica, é necessário executar um deslastre de
quadros ou circuitos. Esse deslastre pode ser feito de duas formas principais, como ilustrado
no diagrama simplificado de distribuição de energia na Figura 5.

18
 Figura 5 – Ilustração básica do deslastre de cargas utilizando duas filosofias diferentes,
nomeadamente do papel do SGTC na filosofia apresentada à esquerda.

Descrevendo as duas opções, temos então as seguintes filosofias:

1. Existe apenas uma rede de distribuição de energia normal/socorrida, sendo que a

origem da chegada da energia tem como base o barramento socorrido pelo gerador.

o Num mesmo quadro elétrico, existem dois barramentos, ou dois tipos de

circuitos – os que serão deslastrados em caso de falha da rede e os que
permanecerão.

o No caso de falha da rede, os equipamentos de automação e controlo recebem

ordem do SGTC (todo o sistema está socorrido de forma ininterrupta e desta
forma permanece em funcionamento) para atuar (saídas digitais) sobre a

19
 aparelhagem de comando (contatores, interruptores ou disjuntores
motorizados) selecionada e localizada nos diversos quadros elétricos.

o O sistema de deslastre está dependente do SGTC, pelo que no caso absurdo

do seu não funcionamento total, o grupo gerador pode não arrancar, dado que
a carga total da instalação do seu ponto de vista pede-lhe uma corrente
demasiado elevada.

o Esta filosofia permite, principalmente no caso de a potência das cargas a

serem deslastradas serem baixas (e.g. o deslastre pode ser efetuado por
contactores ao invés de interruptores ou disjuntores motorizados – estes
últimos têm um custo bastante superior), uma economia significativa de
custos nas canalizações necessárias, quadros elétricos, infraestrutura de
suporte à distribuição de energia, espaço, tempo e mão-de-obra.

o No caso de uma maior individualização de circuitos a deslastrar (e.g. ao invés

do deslastre de um grupo de cargas por um único dispositivo de comando,
onde existem dois barramentos) é possível uma maior flexibilidade em
relação às cargas deslastradas no período de falha da rede, sendo possível
efetuar o relastre progressivo de certas cargas ou a troca otimizada entre
circuitos deslastrados ou não deslastrados.

2. Existe uma rede socorrida paralela à rede normal, sendo a origem da alimentação
diferente para os quadros em cada regime, existindo também por isso chegadas de
energia independentes e portanto quadros separados.

o No caso de falha da rede, o deslastre dos quadros com origem no barramento

normal (e.g. do Quadro Geral de baixa Tensão - QGBT) é feito de forma
automática, já que este barramento não estão a ser socorrido pelo grupo de
socorro.

o Este é um processo mais simples e seguro do ponto de vista do autor, já que

não existe dependência da ordem de deslastre por parte do SGTC para cada
equipamento de automação e controlo que por sua vez tem de exercer ações
sobre aparelhagem de comando (contactares ou aparelhos motorizados –
interruptores ou disjuntores) dos quadros elétricos.

20
 o Dependendo do número de quadros ou circuitos de quadros a deslastrar, da
distância entre alimentações, da potência das cargas a deslastrar, esta opção
pode trazer custos acrescidos na sua implementação dado que se consideram
canalizações adicionais (pode implicar uma maior infraestrutura de suporte à
distribuição de energia, nomeadamente de caminhos de cabos), aparelhagem
de proteção adicional (nomeadamente a montante, onde o poder de corte é
superior), espaço acrescido para a instalação bem como tempo e mão-de-
obra.

2.2.3. GESTÃO, MANUTENÇÃO E PLANEAMENTO

Com base num software (que será abordado posteriormente em maior detalhe) que recebe
uma (elevada) quantidade de dados recolhidos e transmitidos pelas unidades de automação
e controlo, é possível a sua transformação em informação relevante e útil para o utilizador,
através da filtragem da informação, da sua organização, do reconhecimento de padrões (e.g.
recurso a redes neuronais artificiais (RNA)), da sua apresentação simplificada ainda que
flexível e da possibilidade de exportação dessa informação para outros formatos, físicos ou
não. Além disso é normalmente implementado um sistema de alarmística programado e
programável (baseado em valores limite geradores de alarme), e um de registo
(histórico/datalog) de alarmes, avarias e ações executadas bem como de calendarização de
tarefas [2, 3, 6, 16-18].

A gestão técnica de um edifício com SGTC é facilitada pela monitorização abrangente de

pontos relevantes tanto para a gestão da manutenção (e.g. programação de tarefas,
estabelecimento de planos corretivos e preventivos, tempo de atuação após deteção de falha
ou emissão de alarme) como para o sistema de gestão de consumos.

Note-se que grande parte das ações de um SGTC são realizadas sem intervenção do
utilizador - cenários criados de “situação-reação” como o representado na Figura 6 –
dependendo do nível de controlo ou autonomia se pretende dar ao próprio sistema. Como
vamos ver mais à frente, também em questões de software, um SGTC tem evoluído, não
tendo de ser apenas uma simples interface de apresentação sinótica, de alarmes e registos,
mas um sistema baseado em inteligência artificial, dando também ao utilizador ferramentas
para melhor decidir e agir.

21
 Figura 6 – Cenário com 4 estados, baseado em condições locais numa determinada zona[16].

Também, a criação de bases de dados dos dispositivos/equipamentos/sistemas de

especialidades diferentes, bem como a sua integração é feita a este nível[16, 17, 19]. A
Figura 7 ilustra a organização típica de um software integrador de um SGTC, bem como a
sua importante interação com as atividades de manutenção, gestão e planeamento.

Figura 7 – Organização e Interação entre as Bases de Dados, Software de processamento da

informação e utilizador[16].

22
Deve-se notar que em edifícios, a utilização de um SGTC não faz sentido se o não estiver
implicitamente ligado um sistema de gestão de consumos (SGC). Resumidamente neste,
qualquer que seja o sistema de gestão de consumos, em qualquer circunstância o método e
o nível de gestão deverá permitir[1, 6, 9]:

1. Conhecer os consumos de energia;

2. Contabilizar os consumos de energia;

3. Dispor de dados para decidir;

4. Estabelecer consumos padrão e metas;

5. Agir para corrigir;

6. Agir para otimizar;

7. Sensibilizar;

8. Atribuir responsabilidades de gestão e de utilização;

A Figura 8 ilustra um modelo integrado de SGTC em conjunto com um SGC.

Figura 8 – Modelo Integrado Sistema de Gestão Técnica Centralizada – Sistema de Gestão de

Consumos[6].

23
2.3. EVOLUÇÃO DO SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA
Atendendo à pesquisa efetuada para o presente trabalho, pode-se afirmar que, tanto as
origens principais de sistemas de domótica bem como de sistemas de gestão técnica
centralizada parecem ter lugar nos anos 60 [2, 4]. Devido às necessidades de otimização,
rentabilização e redução de custos na exploração de edifícios consoante a sua finalidade,
levou a um rápido desenvolvimento tecnológico de soluções específicas e simultânea
redefinição da missão ou finalidade dos diversos sistemas, a diferentes níveis[2, 4]. Deve-se
notar que o conceito de “domótica “está relacionada com a automatização e gestão de
instalações em edifícios habitacionais e outros de menor dimensão, e que o termo “Gestão
Técnica Centralizada” aplica-se a edifícios destinados á utilização comercial e industrial,
onde as necessidades de monitorização, gestão, manutenção e controlo são
significativamente maiores, pelo que o sistema implementado para fazer face a estas,
apresenta um conjunto mais alargado de potencialidades e um nível de complexidade e de
infraestruturas bastante superior.

A pesquisa bibliográfica efetuada [2-4, 6] refere o uso de relés e termóstatos nos anos 60,
como a forma de introduzir algum grau de automatização numa instalação industrial. Estes
pequenos automatismos, eram implementados em pontos específicos e justificáveis da
instalação, sendo a monitorização, supervisão e manutenção efetuada por equipas
especializadas.

Com os avanços tecnológicos realizados, aliados ao crescimento do mercado da altura e à

redução dos preços dos componentes eletrónicos, bem como ao aparecimento da crise
energética dessa década e dos incentivos fiscais emergentes, o nível de automatização de
equipamentos e sistemas foi aumentando, sendo que esta passou a integrar cada vez mais,
dispositivos eletrónicos, que completavam sistemas de automação baseados apenas em
componentes eletromecânicos, ou substituíam por vezes estes num cada vez maior número
de funções, continuando no entanto, o controlo baseado em lógica cablada (Wired Logic
Control - WLC) – nesta está implementado um conjunto pré-definido de funções para um
único propósito, estando os circuitos lógicos particularizados apenas para essa tarefa, sendo
que um uso diferente exigiria alterações no circuito.

No início dos anos 70, com a penetração e evolução de sistemas baseados em

microprocessadores, assistiu-se por uma lado à introdução e crescimento da tecnologia de

24
controlo digital direto (DDC – Direct Digital Control) e ao aparecimento de sistemas
centralizados [2-4, 6].

Uma importante contribuição da tecnologia DDC [2-4, 6, 7, 20], ainda hoje utilizada,
principalmente na área do controlo eficiente dos sistemas das instalações de AVAC, foi a
introdução do circuito de realimentação da informação de saída (controlo em malha
fechada), em que o controlador conhece o resultado da sua ação, ou seja, conhece, a todo
instante, o estado das variáveis de entrada e o estado da saída do sistema controlado - há uma
realimentação do valor da saída para a entrada. Quando a saída comparada com a referência
estabelecida apresenta um erro superior ao definido, o controlador atua sobre algum dos
parâmetros de funcionamento do sistema controlado, no sentido de o retornar à condição
desejada.

Nesta década, assistiu-se ao aparecimento, existência, coexistência e evolução de filosóficas

diferentes de sistemas centralizados [2-4, 6, 20]:

 Sistema Centralizado de Um Ponto - A utilização de sistemas centralizados, em que

num único ponto era possível saber os estados dos equipamentos e dispositivos
instalados no edifício, bem como fornecer ordens de comando sobre alguns deles.
Estes sistemas possuíam uma quantidade significativa de cabos que interligavam os
sensores e os atuadores à unidade de supervisão e controlo centralizadora, constituída
por um módulo de processamento baseado num microprocessador programado em
linguagem Assemby (Lógica Programável ao invés de Lógica Cablada) e por módulos
de entrada e saída. Era comum a existência de grandes painéis sinópticos para
ilustração da arquitetura do sistema e apresentação de alarmes. Sendo a
monitorização aqui feita pelo sistema, a supervisão, gestão e manutenção era feita
por pessoal especializado.

 Sistemas Centrais Especializados – Procede-se à diversificação e especialização de

funções, processos e equipamentos de automação e controlo. Note-se que dada a cada
vez maior complexidade derivada da quantidade e de novos elementos a controlar,
surgiram soluções de fabricantes diferentes, com linguagens de programação e
comunicação diferentes (incompatíveis), sensores, consolas e atuadores próprios,
levando a uma individualização dentro do mesmo edifício, da monitorização,
controlo e gestão de processos, instalações ou equipamentos, exigindo também a

25
 existência de equipas de supervisão, gestão e manutenção dedicadas a cada um. Note-
se que se continua com uma arquitetura de um único ponto - puramente centralizada
- contudo passa-se a ter mais que um ponto de controlo dentro de um edifício, mas
de processos, equipamentos ou sistemas diferentes, sem possibilidade de
comunicação entre si e de consequente centralização da gestão e supervisão.

Entre o fim dos anos 70 e início dos anos 80 [2-4, 6], em consequência da evolução
tecnológica, diminuição de custos de implementação bem como da obtenção de resultados
positivos na exploração das instalações, a utilização de autómatos programáveis no controlo
e automação de processos em edifícios está significativamente mais popularizada e
desenvolvida.

Foi nesta fase que se começou a explorar arquiteturas distribuídas com controlo hierárquico,
abandonando-se as arquiteturas puramente centralizadas. Aqui, o controlo realizado por
lógica cablada (WLC) assume um menor peso dando lugar à generalização do controlo por
lógica programável (Programmable Logic Control - PLC) na monitorização e controlo de
processos, equipamentos e sistemas [2-4, 6].

Refira-se que o processamento por uma unidade de processamento de todos os dados

recolhidos e de todas as ordens a executar de uma instalação, implica exigências
computacionais elevadas, bem como uma infraestrutura significativa de suporte para a
cablagem, supervisão e manutenção do sistema de controlo e de cada ligação de um sensor
ou atuador à unidade centralizadora de processamento [2-4, 6]. Notar que os sistemas de
controlo em edifícios tornam-se rapidamente complexos com o elevado número de entradas
e saídas a incorpora, pelo que um sistema completamente centralizado arrisca-se a tornar de
difícil ou impossível execução, com tempos de resposta e custos demasiado elevados.

As arquiteturas do tipo distribuído permitiam poupanças significativas ao nível da cablagem,

introduzindo o processamento local e distribuído mas supervisionado – o processamento é
realizado por um equipamento periférico que está associado a um conjunto específico de
atuadores e/ou sensores e que está localizado na proximidade destes, existindo níveis
hierárquicos de resposta e informação.

Nas várias arquiteturas apresentadas, mantinha-se e era cada vez mais notório o problema
da incompatibilidade na comunicação e interoperabilidade entre cada sistema específico, até
do mesmo fabricante. De facto, a duplicação de recursos e funções, a limitação de cada um

26
dos sistemas e a aferição das potencialidades de compatibilização de todos os sistemas
levava a que se tomassem medidas progressivas para proporcionar essa integração.

Na década de 80, surge uma solução que é a base de arquitetura geral da maioria dos sistemas
de hoje, representando o conceito introduzido e designado de Sistema de Gestão Técnica
Centralizada [2-4, 6]. Essa solução consiste na introdução de um novo nível hierárquico de
controlo – o mais alto – destinado a supervisionar, integrar e coordenar as várias instalações
específicas do edifício com controlo distribuído. Esse nível, normalmente constituído por
um computador (nos anos 80 podia também tomar a forma de um autómato de elevado
desempenho ou minicomputador) e um software de integração e gestão, permite que o
operador possa aceder a qualquer dos sistemas através de uma interface única, concentradora
da informação e possibilitadora de atuação facilitada sobre a instalação de forma remota.

Contudo, mesmo com uma arquitetura de integração a um nível superior, os problemas de

comunicação permaneciam e a integração de diferentes sistemas era difícil, pelo que era
necessário continuar o desenvolvimento de dispositivos de “tradução” eficazes da
informação comunicada por diversos sistemas – designados por gateways – em conjunto
com o estabelecimento e formalização de padrões internacionais de comunicação, para a
criação facilitada de um SGTC multiprotocolo.

Além disso, existe em muitas ocasiões a necessidade de comunicação entre dispositivos e

equipamentos num nível inferior, que terá de ser efetuada pela comunicação num mesmo
protocolo.

Assim, foram surgindo e evoluindo vários protocolos de comunicação entre dispositivos e

equipamentos, bem como as formas de tradução de informação de modo a possibilitar a
integração de sistemas.

2.4. INTEGRAÇÃO
De acordo com o que foi apresentado no capítulo anterior e com a pesquisa realizada para a
realização do presente trabalho, um SGTC pode ser dividido em três níveis (Figura 9): nível
de gestão, nível de automação e nível de campo[2, 4, 8].

27
 Figura 9 – Níveis de um SGTC[8].

Pode-se conseguir a integração e a interoperabilidade dos três níveis a partir da base (nível
de campo) ou a integração e a interoperabilidade a um nível superior. Isto proporciona duas
maneiras possíveis para resolver os problemas de interoperabilidade e integração [3, 4, 8,
21]:

 Uma forma é tentar a integração e interoperabilidade de protocolos padrão ao nível

superior (nível de gestão) para evitar lidar diretamente com a diferença de protocolos
de nível inferior. São exemplos disso, as tecnologias baseadas em Object Linking and
Embedding (OLE) for Process Control (OPC) e Web Services:

o O OPC consiste num programa servidor, geralmente disponibilizado pelo

próprio fabricante do PLC, que comunica com o PLC através do protocolo
proprietário, mas disponibiliza os dados no padrão OPC. Assim, o cliente, em
vez de necessitar de um driver do protocolo proprietário, necessita apenas do
driver OPC cliente instalado. O objetivo do OPC é estabelecer uma base
comum de comunicação de dados de controlo de processo, promovendo
interações dos sistemas de operação e integração de vários processos num só
sistema, com custos e tempos reduzidos.

o O objetivo dos Web Services é a integração de sistemas e comunicação de

aplicações através da Internet. Estes baseiam-se no facto de que uma
aplicação pode invocar outra para efetuar tarefas simples ou complexas
mesmo que as duas aplicações estejam em diferentes sistemas e escritas em
linguagens diferentes - cada aplicação pode ter a sua própria "linguagem",
que é traduzida, geralmente, para uma linguagem universal, o formato XML.

28
 o Refira-se o facto de os fabricantes e da sua tecnologia cada vez mais
disponibilizar interfaces que facilitam a ligação à internet, possibilita este tipo
de integração a nível superior, tendo a utilização destas tecnologias um
grande potencial para a integração parcial ou total, facilitada, a baixo custo,
de sistemas que a nível de automação ou e campo são incompatíveis no que
diz respeito à sua comunicação.

 Outra maneira prende-se com a tentativa de empregar o mesmo protocolo de

comunicação aberta em todos os três níveis. A Organização Internacional para a
Normalização (International Organization for Standardization - ISO), e a
Associação Americana dos Engenheiros de AVAC (American Society of Heating,
Refrigerating, and Air-Conditioning Engineers – ASHRAE) e várias outras
organizações têm vindo a trabalhar sobre este assunto. Nomeadamente a ISO adotou
alguns padrões de protocolo aberto (por exemplo, ISO 16484-5 e ISO 14908-1) de
nível de campo a nível de gestão para aumentar a interoperabilidade. A ISO 16484-
5, basicamente, refere-se ao BACnet e a ISO 14908-1 refere-se ao protocolo de
comunicação LonWorks.

o Refira-se que os protocolos mais utilizados em SGTC serão abordados em

capítulo posterior.

Analisando as soluções de integração mais comuns no mercado (ao nível de quem as realiza
efetivamente), constata-se que elas se podem enquadrar em dois tipos principais:

 Integração ao nível de um único fabricante;

 Integração personalizada e a partir de fabricantes distintos.

2.4.1. INTEGRAÇÃO AO NÍVEL DE UM ÚNICO FABRICANTE

A situação mais simples ocorre quando os equipamentos de um dado sistema são todos do
mesmo fabricante. Neste caso, existem todas as condições para a integração ocorrer sem
problemas, dado que o fabricante dispõe de toda a informação sobre os diversos subsistemas
a integrar[2, 8].

29
Contudo, existem aspetos como o facto de muitos dos equipamentos terem sido concebidos
para funcionar isoladamente e não preverem a possibilidade de comunicação com o exterior.
Contudo, os problemas referidos podem ser ultrapassados (com maior ou menor
investimento) por parte de cada fabricante, quer pelo desenvolvimento dos produtos já
existentes ou pela criação de soluções inteiramente novas[2].

Se a grande vantagem da integração ser realizada quando apenas está envolvido um único
fabricante, é a possibilidade de adaptar com facilidade o sistema, conhecendo os produtos e
compatibilizando-os sem grandes problemas, a principal desvantagem tem a ver com a
adaptação total do SGTC às necessidades do cliente, já que existirá pelo menos uma área
onde os seus dispositivos/equipamentos/sistemas não são os mais adequados para o caso em
questão[2]. Notar que o cliente neste caso poderá também ficar dependente desse fabricante,
do que oferece, do que permite, do apoio disponibilizado durante o período de vida útil dos
equipamentos e dos custos inerentes com todas as soluções possíveis, se o sistema não
permitir no momento ou no futuro a integração de equipamentos que não tenham sido
desenvolvidos para aquele sistema implementado.

2.4.2. INTEGRAÇÃO PERSONALIZADA E A PARTIR DE FABRICANTES DISTINTOS

O caso mais típico corresponde a uma situação em que são escolhidos os subsistemas mais
adequados, sem qualquer imposição de que tenham de ser do mesmo fabricante, ou com a
imposição legal ou contratual que deve integrar soluções de pelo menos 2 fabricantes[2, 4].

Essa integração será realizada por uma empresa especializada que, tendo em conta os
subsistemas existentes e as funções de integração desejadas, desenvolverá as aplicações de
gestão e supervisão globais que interatuarão e controlarão os diversos subsistemas. As
aplicações de supervisão serão suportadas num equipamento específico, fornecido pela
própria empresa ou por terceiros[2, 4].

A principal vantagem tem a ver com a flexibilidade e possibilidade de adaptação da solução

às necessidades e objetivos do cliente, minorando custos e/ou melhorando sistemas pela
otimização de soluções integradas a partir de fabricantes diferentes[2].

Uma das desvantagens principais pode ter a ver com o maior custo da solução, que obriga à
contratação de uma empresa para tratar, explicitamente, dos aspetos de projeto, integração,
programação e compra de equipamentos adicionais para suportar aplicações de supervisão,

30
a interação com os operadores, o registo de ocorrências e a compatibilização e comunicação
com os diversos subsistemas[4]. No entanto, uma escolha criteriosa dos vários subsistemas
(incluindo os equipamentos em que a integração se suporta), pode minorar o aspeto do custo,
o qual deverá também ser ponderado tendo em conta de que o sistema final será mais
adequado às necessidades.

Outra desvantagem [1, 2, 4] deste tipo de solução está relacionada com os aspetos da
instalação e colocação em funcionamento do sistema bem como da exploração do mesmo,
já que é natural a existência de um maior esforço na compatibilização, integração,
comissionamento e ensaios devido à maior complexidade do sistema que integra soluções
de diversos fabricantes, bem como uma dependência significativa da empresa integradora
no futuro para manutenção, alteração ou expansão, dado que foi esta que integrou os sistemas
e conhece melhor o SGTC implementado. Pode haver também algum tipo de limitação no
grau de integração possível de atingir, ou seja, se algumas capacidades disponibilizadas
pelos vários subsistemas não são totalmente aproveitadas ou determinadas funções não
podem ser acedidas diretamente a partir do sistema de integração

Refira-se que nos últimos anos, a pressão de organismos, utilizadores e do próprio mercado,
levou a que muitos fabricantes passassem a fornecer informação mais detalhada dos seus
sistemas e protocolos [2, 4, 20-22], com vista à obtenção de uma vantagem competitiva, no
que diz respeito à possibilidade de integração de subsistemas desenvolvidos selecionados.
Repare-se que esta é uma filosofia contrária à anteriormente verificada de proteção dessa
informação e do não esforço em compatibilizar e integrar facilmente soluções de outros
fabricantes.

2.5. COMUNICAÇÃO - PRINCIPAIS PROTOCOLOS

Como já apresentado, um SGTC num edifício compreende uma grande quantidade de
entradas (dados associados à monitorização) como de saídas (atuações sobre dispositivos,
equipamentos ou sistemas da instalação de modo a atingir um fim definido por programação
ou no momento pelo utilizador). Também vimos que as ligações tradicionais baseadas em
arquiteturas centralizadas e lógica cablada não constituem, geralmente, e para grandes
edifícios, formas eficientes de transmissão e processamento de dados e informação, devido
aos custos associados com a cablagem, complexidade na sua implementação e manutenção,

31
taxas limitadas na transmissão de dados e informação bem como no processamento e
principalmente na flexibilidade de operação e funções (programável).

Atualmente um SGTC baseia a sua arquitetura numa tipologia distribuída, recorrendo a uma
rede de comunicações estabelecida para a transmissão a baixo custo, rápida e fiável, de dados
e informação entre centros de processamento, de decisão e dispositivos/equipamentos.

Como referido, a problemática relativa à integração de sistemas, pode ser resolvida com o
emprego do mesmo protocolo de comunicação (linguagem comum) em todos os três níveis.
Refira-se que um protocolo é uma convenção que controla e possibilita uma conexão,
comunicação e transferência de dados entre dois sistemas, ou seja, compreende "as regras
que governam" a sintaxe, semântica e sincronização da comunicação, podendo ser
implementados pelo hardware, software ou por uma combinação dos dois. Note-se que cada
protocolo de comunicação tem associadas também características relativas ao meio físico de
transporte de dados.

A comunicação entre dispositivos/equipamentos/sistemas pode fazer-se através de

protocolos comuns que comunicam bidireccionalmente ou por sistemas que utilizam
dispositivos “tradutores” (gateways). Todos aqueles equipamentos que comunicam num
mesmo protocolo, independentemente do fabricante, poderão trocar informações entre eles
de forma direta, enquanto os equipamentos que utilizam protocolos diferentes, utilizam
normalmente um equipamento intermédio externo, um gateway, para poder trocar
informações.

2.5.1. TCP/IP

Com o acesso, crescimento e vulgarização da Internet e com a necessidade de as redes

internas dos edifícios se ligarem à Internet e de serem obrigadas a utilizar o protocolo já
usado na internet, o protocolo TCP/IP é também o protocolo padrão de comunicação
existente na generalidade dos edifícios.

Este protocolo é hoje atualmente largamente utilizado na comunicação entre sistemas num
SGTC, sendo ainda a base expendida de comunicação de outro protocolos (e.g. ModBus
TCP/IP, Profinet) [2, 5, 22-26] devido à sua universalidade e ao aproveitamento da rede
estruturada existente num edifício, permitindo uma das largura de banda mais elevadas para

32
transmissão de dados bem como uma redução de custos pela não necessidade de criação de
uma rede paralela à estruturada para interligação de sistemas comunicantes.

O TCP/IP (Transmission Control Protocol/Internet Protocol) representa um conjunto de

(sub)protocolos que permitem que diversos equipamentos que constituem uma rede possam
comunicar entre si[25]. É um protocolo estruturado por camadas na qual cada camada utiliza
e presta serviços às camadas adjacentes. Cada camada apenas trata das informações que
correspondem à sua função[25]:

1. Aplicação: Esta camada é formada por um vasto conjunto de protocolos os quais

permitem o correto funcionamento dos diversos Serviços/Aplicações do modelo
TCP/IP. Esta camada não possui um padrão comum para todas as aplicações, ou seja,
consoante o serviço em questão irá depender também o protocolo que o vai atender.
Por exemplo o serviço e-mail utiliza o protocolo SMTP, sempre que este serviço é
solicitado ao TCP/IP (envio ou receção de e-mail), é este protocolo que se encarrega
do atender. De igual modo sempre que é solicitado ao TCP/IP o serviço www o
protocolo que se encarrega de o atender é o HTTP. Ou seja, por trás de cada aplicação
existe um protocolo específico seja ele o FTP, HTTP, SMTP, POP3, DNS, ou até
ModBus ou Profinet.

2. Transporte: A Camada TCP do Modelo TCP/IP corresponde à Camada de

Transporte do Modelo OSI (Open Systems Interconnection - formalizado em 1983 é
um modelo de referência da ISO que serve como modelo standard comparativo,
para protocolos de comunicação e serviu de base arquitetural para o TCP/IP). Desta
forma, o TCP é responsável pelas funções de transporte nas quais se incluem os
mecanismos necessários que garantem a entrega sequencial de dados, sem erros e
sem falhas. O acesso das diversas Aplicações a esta camada é feito através de portas
as quais têm associados números inteiros distintos para cada tipo de Aplicação.

3. Camada IP ou de Internet: As Funções da Camada de Rede do Modelo OSI, são

aqui realizadas pela Camada IP e pela consequente utilização do Protocolo IP. A
Camada IP é uma camada normalizada em que o único protocolo utilizado é o
protocolo IP. Esta camada é responsável pelo endereçamento, roteamento e controlo
de envio e receção dos dados. A comunicação é realizada por datagrams (unidades

33
 de transferência básica associadas a uma rede de comutação de pacotes em que a
entrega, hora de chegada, e a ordem não são garantidos).

4. Camada de Ligação/Física: Esta camada tem como principal função a adaptação do

Modelo TCP/IP aos diversos tipos de redes (Ethernet, Token Ring, etc). É a camada
de abstração de hardware e devido à enorme variedade de tecnologias de rede
possíveis, é uma camada não normalizada pelo modelo TCP/IP. É possível a
interligação e interoperação com redes heterogéneas. Nesta camada são utilizados
gateways ou routers. Também nesta camada estão compreendidos os meios e as suas
características físicas da comunicação tais como a natureza do meio usado para a
comunicação (e.g. cobre, fibra-ótica, ar, etc.) e todos os detalhes relacionados com
os sinais (modulações, comprimentos de onda, níveis de sinal, sincronizações,
distâncias máximas, etc.).

Resumindo, temos que:

 O Protocolo IP é responsável pela comunicação entre emissor e recetor em redes

TCP/IP, ou seja, pela atribuição de um esquema de endereçamento independente do
endereçamento da rede utilizada e independente da própria topologia da rede, além
da capacidade de rotear e tomar decisões de roteamento para o transporte das
mensagens entre os elementos que interligam as redes.

 Contudo, o protocolo IP é “não-confiável” - é apenas o protocolo responsável por

definir o caminho que um pacote de dados deverá percorrer desde o emissor até ao
recetor, não verificando no entanto, se os pacotes IP cheguem ao seu destino nem se
chegam pela ordem enviada.

 O controlo e verificação dos pacotes de dados é uma responsabilidade dos protocolos

das camadas superiores, nomeadamente do TCP. O TCP recebe mensagens da
camada “Aplicação”, divide-as em datagrams de tamanho fixo e inserindo-lhes um
cabeçalho no pacote IP, que consiste principalmente num endereço IP de origem e
de destino do datagram e um número que corresponde ao protocolo usado na camada
de Transporte. Os pacotes IP à medida que passam por sub-redes são fragmentados
em unidades menores. Quando os pacotes IP chegam ao destino, são eventualmente
reassemblados (quando ao passarem por sub-redes necessitaram de ser
fragmentados) e enviados à camada TCP que é responsável pela verificação da

34
 integridade dos dados. Caso o mecanismo ode verificação - checksum -do pacote não
coincida com o valor esperado e não seja possível recuperar o pacote, este é
descartado e é enviada uma mensagem ao host de origem a pedir o reenvio desse
pacote.

A Figura 10 ilustra o processo de comunicação pelo protocolo TCP/IP entre um emissor

(host de origem) e um recetor (host de destino).

Figura 10 – Protocolo TCP/IP e as suas camadas no processo de comunicação (inclusão do Modelo

OSI ao centro para comparação)[25].

2.5.2. MODBUS

O ModBus constitui uma estrutura de tratamento de mensagens introduzida pela Modicon

em 1979[27]. Definindo regras de comunicação, controlando e possibilitando uma ligação,
comunicação e transferência de dados simples e fiável entre dois sistemas, o ModBus
consiste num dos protocolos mais antigos, um dos mais simples e com menores custos na
sua implementação e exploração. Atualmente suportado e utilizado por um grande conjunto
de fabricantes (nomeadamente a Schneider Electric – incorporou a Modicon e transferiu em
2004 os direitos do protocolo para a Organização ModBus (ModBus Organization), tornando

35
este um protocolo aberto, ou seja, sem taxas de licenciamento) assume-se como um dos mais
difundidos e utilizados protocolos em ambientes industriais e em SGTC, sendo o que tem a
maior rede de fabricantes, fornecedores, distribuidores e instaladores no mundo [21, 27, 28].

Atualmente, recorre-se a 2 tipos de implementação do protocolo ModBus: Serial RS485

(ModBus Serial ou Série) e a Ethernet (ModBus TCP/IP) [21, 24, 27, 28].

A aplicação do protocolo ModBus utiliza um formato de mensagem bem definida, cada

mensagem ModBus tem a mesma estrutura que envolve quatro elementos básicos, incluindo
o endereço do dispositivo endereço do dispositivo de receção), código de função (ModBus
código de função), dados (bloco de dados com informações adicionais), erro e verificação.
A sequência é sempre a mesma, o que torna este protocolo muito rápido e eficiente[24, 28].

2.5.2.1. MODBUS SERIAL

O ModBus Serial pode-se basear nos meios físicos (Serial) RS232 (atualmente não utilizado
devido a questões relacionadas com o ruído, capacidade e distância de transmissão
limitadas), RS442 (sistema de 4 fios de alternativa ao RS-485, mas sem grandes vantagens
em relação a este, sendo pouco difundido) ou RS485 (extensão do RS232, com maior
capacidade e distância de transmissão, e melhor imunidade ao ruido). Refira-se que uma
comunicação Serial (Série) consiste no processo de enviar dados de um bit de cada vez,
sequencialmente, num canal de comunicação ou barramento[24, 28].

O ModBus Serial pode ter dois modos de transmissão: RTU ou ASCII[28]. O termo RTU,
do inglês Remote Terminal Unit, refere-se ao modo de transmissão onde endereços e valores
são representados em formato binário[28]. Neste modo para cada byte transmitido são
codificados dois caracteres. Números inteiros variando entre -32768 e 32767 podem ser
representados por 2 bytes[29]. O tamanho de cada palavra no modo RTU é de 8 bits[29]. O
mesmo número precisaria de quatro caracteres ASCII para ser representado (em
hexadecimal). De facto, os dados codificados e transmitidos através de caracteres ASCII -
cada byte é transmitido através de dois caracteres - consome mais recursos (apesar de gerar
mensagens legíveis), pelo que normalmente é utilizado o modo RTU. Este modo é o que será
abordado no restante documento.

Os principais pontos fracos do ModBus RTU são a velocidade de transmissão relativa (uma
vez que é limitada pela linha serial) e o relativamente pequeno número de dispositivos (247)

36
que podem ser ligados a um dispositivo mestre. De facto, o suporte de comunicações é de
até 115kb/s, sendo que a maioria dos dispositivos suportam apenas a comunicação até
19,2kb/s. No entanto, estas desvantagens não têm, geralmente, influência na maioria dos
SGTC, quando o ModBus-RTU é utilizado em arquiteturas distribuídas, nomeadamente
entre o equipamento de campo e de automação local e distribuída[24, 28-30].

O mecanismo de controlo de acesso é do tipo mestre-escravo ou Cliente-Servidor. A estação

mestre (geralmente um PLC) envia mensagens solicitando dos escravos que enviem os dados
lidos pela instrumentação ou envia sinais a serem escritos nas saídas para o controlo dos
atuadores[24, 28-30]. O protocolo possui comandos para envio de dados discretos (entradas
e saídas digitais) ou numéricos (entradas e saídas analógicas). Em cada ciclo de
comunicação, o PLC lê e escreve valores em cada um dos escravos. Como o sistema de
controlo de acesso é do tipo mestre-escravo, nenhum dos módulos escravos inicia
comunicação a não ser para responder às solicitações do mestre. Mesmo que se tenha vários
dispositivos ligados a uma linha serial, apenas um dispositivo pode falar de cada vez[24, 28-
30].

A Figura 11 ilustra o modo de funcionamento referido no parágrafo anterior.

Figura 11 – Arquitetura de Comunicação utilizando o protocolo ModBus RTU[29].

2.5.2.1. MODBUS TCP/IP

O ModBus TCP/IP usa o padrão da cama física Ethernet de 100 Mbps para transportar a
informação estruturada em ModBus, o que lhe confere uma enorme capacidade e velocidade

37
de transmissão, bem como um número de equipamentos teoricamente em número ilimitado
ligado à rede, desvantagens do ModBus RTU[28].

De facto, o suporte ao protocolo TCP/IP leva a que o modelo de camadas do protocolo

ModBus seja diferente da versão Serial, incluindo então ao integrar o protocolo TCP/IP, as
camadas deste referidas no capítulo anterior. A Figura 12 apresenta o modelo de camadas
ModBus TCP/IP e ModBus Serial.

Figura 12 – Modelo de Camadas ModBus TCP/IP e ModBus Serial[28].

No protocolo ModBus TCP/IP, os dados são encapsulados em formato binário em frames,

sendo alterada a estrutura da mensagem transmitida, onde são adicionados identificadores e
endereços para a transmissão a partir do meio físico Ethernet (ver subcapítulo “TCP/IP”) -
daí a expressão de que o ModBus TCP/IP é um Wrapping do ModBus Serial com o protocolo
TCP/IP[27, 28]. Ou seja, o protocolo TCP/IP permite a transmissão das mensagens
codificadas em ModBus no meio Ethernet ou outro meio físico do protocolo TC/IP, sendo a
camada IP responsável pelo encaminhamento e endereçamento, a camada de transporte pelo
protocolo TCP, pela partição, verificação, validação e reassemblagem das mensagens
transmitidas entre o host de origem e o host de destino e a camada aplicação constituída pelo
ModBus.

A Figura 14 representa a diferença do protocolo ModBus RTU e do ModBus TCP/IP no que

diz respeito à estrutura da mensagem a ser transmitida, onde são adicionados identificadores

38
e endereços para a transmissão a partir do meio físico Ethernet, transformando a mensagem
numa estrutura constituída pelo Cabeçalho ModBus (ModBus Application Header – MBAP
Header) e o Protocolo de Informação ModBus TCP/IP (Protocol Data Unit. – PDU)[27].

Figura 13 – Estrutura de Mensagem a transmitir em ModBus RTU ou ModBus TCP/IP[27].

Como referido, ao contrário ModBus RTU, o ModBus TCP/IP funciona num conceito
cliente/servidor[24, 27, 28]:

 Um cliente inicia as solicitações e um servidor respostas;

 Qualquer dispositivo pode ser um cliente ou servidor;

 Podem existir de forma simultânea dispositivos que são ambos cliente e servidor;

 A rede pode compreender teoricamente número ilimitado de clientes;

 Um cliente por responder a múltiplos servidores ao mesmo tempo;

 Um servidor por responder a múltiplos clitentes ao mesmo tempo;

 A existência de Switches de Ethernet permite que ao mesmo tempo, se direcione a

entrega de pacotes (conjunto de informação estruturada para ser transportada) de
forma eficaz e rápida;

 Note-se que a possibilidade de aproveitamento da rede estruturada existente no

edifício, facilita a opção por este tipo de protocolo, nomeadamente na interligação
entre os equipamentos de automação distribuído e entre estes e o nível de gestão.

A Figura 14 ilustra o processo de comunicação Cliente-Servidor.

39
 Figura 14 – Processo de Comunicação Cliente Servidor[29].

As diferenças principais do ModBus/TCP relativamente ao ModBus-RTU são[24, 27, 28]:

 O sistema funciona numa lógica de cliente-servidor:

o Os dispositivos podem ser um cliente e um servidor, ao mesmo tempo.

o Todos os dispositivos podem falar ao mesmo tempo e vários dispositivos

podem iniciar comunicações (não apenas um como no ModBus RTU).
Aumenta o tempo de resposta do sistema de comunicações paralelas.

o Várias solicitações podem ser enviadas a partir de um dispositivo para outro

sem esperar que o primeiro pedido ser atendido. Uma parte nova de dados é
adicionado ao quadro ModBus chamado o identificador de transação ModBus
para permitir uma resposta a ser correspondido a um pedido específico.

 A velocidade de transmissão é muito maior e está dependente da capacidade da rede

existente integradora ou dedicada criada para o efeito: 100Mb/s, 1Gb/s etc.

 O meio de transmissão é muito mais flexível e os custos são mais baixos: par de
cobre, fibra, wireless, etc.

 O número de equipamentos a ligar à rede é teoricamente ilimitado - os switches

podem ser usados para unir várias redes.

 A utilização de Gateways/Proxies permite uma comunicação transparente entre

Ethernet ModBus/TCP e dispositivos ModBus-RTU.

40
No caso de ser necessária uma comunicação entre ModBus Serial e ModBus TCP/IP, será
necessário uma Gateway ModBus TCP/IP <-> ModBus Serial. Contudo, note-se que esse
dispositivo não podem ser um conversor puramente físico, que somente converteria os sinais
elétricos de um protocolo físico para outro – é necessário implementar os protocolos TCP e
IP, além do protocolo ModBus. A Gateway precisará tirar os dados ModBus – que estão
dentro do pacote IP, que por sua vez está dentro do quadro Ethernet – para enviar ao escravo
correto no barramento RS485.

Há também conversores com várias saídas do tipo Serial. Nesse caso, é possível separar os
escravos em vários barramentos distintos, um em cada porta. Nessa configuração, a Gateway
precisaria de ler o pacote ModBus, interpretá-lo ao ponto de saber qual é o endereço do
escravo de destino, para então enviá-lo à porta de saída correta.

A Figura 15 ilustra um exemplo de integração num SGTC de ModBus Serial e ModBus

TCP/IP.

Figura 15 - Sistema de Gestão Técnica Centralizada - ModBus Serial e ModBus TCP/IP[24].

41
2.5.3. PROFIBUS

O Profibus (Process Fieldbus) é um protocolo de comunicação amplamente utilizado em

automação industrial, aberto, sendo apoiado pela indústria que fornece uma ampla gama de
equipamentos, ferramentas e suporte técnico e informativo. Foi introduzido em 1989 e mais
tarde adotado como padrão internacional, incorporado na IEC 61158[30].

O padrão Profibus conta com 3 tipos de tecnologias[26]: Profibus DP (Descentralização

periférica - Decentralized Peripheral), Profibus PA (automatização de processos - Process
Automation) que utilizam à semelhança do ModBus a comunicação Serial, nomeadamente a
RS485, e a versão que utiliza o meio físico Ethernet - Profinet (substituiu o Profibus FMS).

O Profibus DP foi desenvolvido para operar com uma alta velocidade e numa ligação de
baixo custo, sendo utilizado na comunicação entre sistemas de controlo de automação e as
suas respetivas entradas e saídas ao nível de dispositivo. Refira-se que pode ser usado para
substituir a transmissão de sinal em 24 V em sistemas de automação industrial (produção),
assim como para a transmissão de sinais de 4 a 20 mA[30].

O Profibus PA tecnologia define, em adição às definições padrões do Profibus DP, os

parâmetros e blocos de função para dispositivos de automação de processo. O Profibus PA
possui uma característica designada de “transmissão intrinsecamente segura”, podendo ser
usado em áreas onde se possam formar atmosferas com perigo de explosão (ATEX)[26].

O Profinet é construído sobre o mesmo princípio do Profibus, contudo, ao contrário ModBus

TCP/IP - que basicamente pega no pacote ModBus RTU e encapsula-lo num pacote TCP/IP
– o Profinet foi projetado para tirar vantagem de Ethernet e permitir a fácil adição de funções
de segurança e otimização de velocidades, como o Profisafe e o Profidrive[26].

As várias versões, DP, PA e Profinet, juntas, endereçam a maioria das aplicações de

automação e permitem a implementação de um sistema de monitorização, gestão e
controlo[8]. A Figura 16 ilustra a integração das várias versões do protocolo Profibus para
melhor compreensão dos níveis de atuação e integração das versões.

42
 Figura 16 – Níveis e Tecnologias do protocolo padrão Profibus[26].

O Profibus é à semelhança do ModBus, um sistema baseado numa arquitetura mestre-

escravo. Contudo, é um sistema dito multimestre (i.e. no mesmo barramento) e permite a
operação conjunta de equipamentos ou controladores terminais de engenharia ou
visualização, com seus respetivos periféricos, através da inclusão de um sistema de
alarme/arbitragem temporizado (token ring)[8, 26]. Note-se que assim, é possível haver uma
maior flexibilidade e redundância ao nível da comunicação de entradas e saídas entre os
dispositivos escravos e estações mestres. A Figura 17 apresenta a particularidade desta
arquitetura.

Os Dispositivos Mestres determinam a comunicação de dados em um barramento. Essa

comunicação é realizada enquanto o dispositivo mestre possui o direito de acesso ao
barramento (token). O token é um mecanismo de arbitragem que deve ser implementado para
evitar possíveis colisões no barramento quando mais de uma estação deseja transmitir uma
mensagem. Os mestres são chamados de estações ativas no barramento. Já os Dispositivos
Escravos são dispositivos de periferia como, válvulas, módulos de entradas/saídas,
posicionadores, transmissores etc. Esses periféricos não possuem direito de acesso ao
barramento, e somente enviam ou reconhecem alguma informação do mestre quando for
solicitado[8, 26].

43
Figura 17 – Arquitetura multimestre do protocolo Profibus, através de um sistema de arbitragem.

As redes Profibus (Serial) possibilitam velocidades de transmissão, de 9.6 kb/s até 12.0
Mb/s, valores máximos bastante superiores aos possibilitados pelo ModBus RTU. Outra
vantagem do Profibus em relação ao ModBus é a maior imunidade ao ruído na transmissão
de informação (a camada física do modelo Profibus apresenta um maior grau de
robustez)[30].

Este protocolo, ainda que com características vantajosas, não é no entanto, de uma utilização
muito significativa em SGTC[3, 4]. Este é um protocolo habitual em instalações industriais,
nomeadamente as de grande dimensão, onde existem PLCs industriais (podendo cada um
controlar mais de um milhar de pontos), uma grande exigência maior de segurança na
transmissão da informação e uma também maior necessidade de velocidade e capacidade de
transmissão de dados nos diferentes níveis da instalação.

Repare o leitor que um SGTC atual, como veremos em capítulo posterior, baseia-se no
conceito de Automation Servers, equipamentos de menor custo, mais fácil implementação
(i.e. instalação e programação), que contêm funções típicas e otimizadas para um SGTC
(pré-configurações realizadas e um conjunto de possibilidades de comunicação padrão).

Note-se que um sistema baseado no padrão Profibus está também normalmente associado a
um Sistema de Supervisão e Aquisição de Dados (SCADA - Supervisory Control and Data
Acquisition) totalmente personalizado e desenvolvido para aquela instalação. Num SGTC, o
software utilizado, se constituir ou basear num SCADA, assume um conjunto de operações,
programação pré-estabelecidas, visando reduzir os custos de implementação (equipamentos,
programação e mão-de-obra associada a todo o processo) e facilitar a exploração (e.g. o nível
de formação exigida para operação do sistema é menor neste caso)[4, 26].

44
Também as razões históricas de associação deste protocolo à automação de instalações que
realizam processos industriais (e.g. químicos, mecânicos ou elétricos) e à sua não tão grande
tradição num SGTC - e.g. não adoção/preferência deste protocolo por parte da grande
maioria dos fabricantes de equipamento de campo, nomeadamente da área de AVAC (e.g. a
ASHRAE define outros protocolos como padrões a utilizar). Isto aliado aos consequentes
maiores custos dos próprios dispositivos bem como da necessidade de utilizar gateways para
integração, pode ajudar a explicar o porquê de este não ser normalmente um protocolo
comum em SGTC.

2.5.4. LONTALK
Apresentado pela Echelon Corporation em 1990, e tornado um protocolo aberto em 1996, o
protocolo LonTalk que permite a comunicação dos dispositivos integrados numa rede
designada de LonWorks (Local Operating Networks), é hoje um dos mais importantes e
difundidos protocolos em SGTC, com 4.500 fabricantes associado e mais de 17 milhões de
dispositivos instalados em todo o mundo[22, 31].

O LonWorks foi desenvolvido com vista uma implementação bastante abrangente, para
integração dos equipamentos das instalações mecânicas, instalações afetas à segurança e
instalações elétricas, nomeadamente a gestão da iluminação, acionamento de estores,
monitorização de energia, entre outros.

LonTalk implementa as sete camadas do modelo OSI - Modelo de Referência para

Interconexão de Sistemas Abertos (ver Figura 7) e possui mecanismos que impedem a
modificação acidental ou intencional. Inclui ainda, funções/mecanismos de[31]:
padronização e identificação do tipo de dados; prioridade na comunicação de dados; deteção
e correção de erros; mensagens duplicadas; transmissão automática.

Uma LonWorks assume-se como uma rede de inteligência distribuída, sendo formada por
dispositivos inteligentes, também chamados nós (nodes), ligados por um ou mais meios de
comunicação e que comunicam entre si utilizando um mesmo protocolo (LonTalk). Estes
nós são desenvolvidos para as mais diferentes aplicações e configurados de acordo com a
sua função[31].

Os nós de uma rede LonWorks podem ser interpretados como objetos que respondem a
diferentes entradas e produzem determinadas saídas – qualquer aparelho com uma carta de
comunicação LonTalk, (e.g. controlador, sensor, atuador, etc). Os dispositivos que tomam o
papel de nós, possuem um circuito-integrado, um microcontrolador, chamado Neuron Chip
que por sua vez tem um identificador único, designado de Neuron ID (identificador 48 bits
gravado na memória EEPROM durante o fabrico e respetivo firmware) e que assim identifica
de forma única um dispositivo na rede (à semelhança de um endereço IP). De referir, que

45
este chip pode ser colocado em praticamente todos os tipos de microprocessador, desde os
microcontroladores de 8 bits até aos microprocessadores de 32 bit[31].

Cada nó está fisicamente ligado por um transmissor ao FieldBus de comunicação, onde

vários dispositivos trocam informações entre si para criar um sistema funcional. A troca de
informações entre nós numa rede é feita, geralmente, através de variáveis designadas de
SNVT (Standard Network Variable Type). Estas são estabelecidas pela entidade
certificadora oficial designada de Lonmark, ficado referenciadas numa Lista (Master List)
acessível a qualquer criador ou integrador LonWorks.

Existe também um computador e software de ligação, que tem como funções registar todas
as ligações entre nós no disco rígido, bem como configurar as ligações entre estes[31].

O modelo de comunicação é independente do meio físico sobre o qual funciona, já que o

Neuron Chip proporciona uma porta específica de cinco pinos que pode ser configurada para
atuar como interface de diversos transmissores-recetores (cada um encarregado de adaptar
os sinais do Neuron Chip aos níveis de que necessita cada meio físico) e funcionar a
diferentes velocidades. O LonWorks pode funcionar sobre RS-485 com isolamento ótico,
sobre par de cobre ou fibra ótica, ou ainda sobre circuitos de baixa tensão do edifício
(powerline). Adicionalmente, a plataforma de Lonworks permite a interligação a redes
Ethernet TCP/IP, permitindo uma visualização e gestão remota da instalação, bem como a
possibilidade de integração com outros sistemas a um nível superior, nomeadamente por web
services.

Na Tabela 2 apresentam-se as principais características dos meios de transmissão, bem como

as suas designações[23].
As redes LON podem possuir uma topologia de rede (caminhos através dos quais os sinais
de comunicação podem ser transportados) do tipo estrela, anel, ou árvore, em bus
(barramento) ou ligadas a algum sistema de suporte principal – Figura 18[8, 21, 22, 31].

Figura 18 – Topologias: 1) Livre – Anel, Estrela, ou Árvore; 2) Bus; 3) Suportada (Backbone)

46
 A topologia de rede mais robusta para um GTC baseado em Lon é a backbone. Nesta
topologia são utilizados routers que possibilitam que os dispositivos terminais se liguem a
estes por canais tipicamente do tipo FT-10 e que por sua vez esses routers ligam-se por canais
adaptados para a rede de suporte (e.g. TP-1250) [8, 21, 22, 31].

Uma grande vantagem desta topologia de suporte é a facilidade de ligação a uma rede
Ethernet, e assim aumentar a largura de banda, aproveitar uma rede que possa existir no
edifício e eliminar problemas de distâncias de transmissão bem como de compatibilidade
com outros sistemas de outros protocolos.

Tabela 2 – Características Típicas dos meios de transmissão no protocolo LonTalk[23].

LON Channel TP/FT-10 TP/LP-10 TP/XF-1250 PLT-22 LONWORKS IP FO-10
Nickname Free Topology Link Power Twelve Fifty Powerline N/a Fiber (Monomode)
Raw Bitrate 78kbps 78kbps 1.25Mbps N/a N/a N/a
Topology / Free, bus,
Free, bus Free, bus Bus, Backbone Free, Backbone Bus, Backbone
Typical Use Backbone
CAT-5 CAT-5 (10Base-
See TP/FT-10,
Level IV T, 100Base-F),
but power TIA 568A CAT-5
Cable types Belden 8471 N/a RG58 (coax, N/a
distribution must Level IV
Belden 85102 Thin Ethernet),
be considered
JY(st)2x2x0.8 etc
Unlimited
Maximum total 2700m (bus) 2700m (bus) (Worldwide:
130m Kilometers 30 km
cable length 500m (free) 500m (free) Internet, or
local : LAN)
Maximum
node-node Free: 500m Free: 500m 130m N/a N/a N/a
distance
Maximum
number of
64 128 64 N/a N/a Hundreds
nodes per
segment

Uma das principais vantagens da utilização de uma rede LON tem a ver com a flexibilidade
máxima em termos de expansibilidade, já que os sensores e atuadores processam a
informação localmente e comunicam/interagem entre si. Outras vantagens prendem-se com
os altos índices de fiabilidade e de redundância bem como a minimização da cablagem e da
duplicação de sensores ou a possibilidade de integração de todos os dispositivos individuais
do edifício, devido à estrutura de rede e conceito de inteligência distribuída[4, 31]. Uma
arquitetura de um SGTC básico, implementando este protocolo está representada na Figura
19.

47
 Figura 19 – Arquitetura baseada em Lontalk[32].

2.5.5. BACNET
Este protocolo começou a ser desenvolvido em 1987 pela ASHRAE especificamente para o
controlo e automação em edifícios com especial ênfase nas Instalações AVAC, tendo sido
apresentado e formalizado como padrão em 1995 (ASHRAE, ANSI 135-2004 e ISO 16484-
5)[21, 33].

Atualmente o padrão é aberto e tem um suporte ativo e significativo da ASHRAE[21, 33],

pelo que continua a sofrer uma série de adições, para permitir uma comunicação mais
abrangente, rápida e segura. A grande base de suporte confere-lhe uma certa vantagem
competitiva, na medida em que é recomendado pela principal associação mundial de
Engenheiros Mecânicos da especialidade de AVAC, o que facilita/potencia a sua adoção na
maioria dos dispositivos/equipamentos/sistemas por parte dos fabricantes.

Como protocolo, possui como característica um suporte forte aos principais protocolos
comerciais e tem a virtude de tratar todos os dispositivos como objetos e abstrair a
funcionalidade dos mesmos - vantagem de facilitar a troca de dispositivos por outros
similares mas de outros fabricantes. Assim, quem utiliza o BACnet não necessita de saber
como um determinado dispositivo funciona internamente pois o mesmo é tratado como uma
coleção de objetos aos quais podem ser acedidos através dos serviços BACnet. Isso facilita
o tratamento de dispositivos de fabricantes diferentes, pois as características internas de cada
um ficam "escondidas" – realizando-se a interligação de “caixas pretas”.

48
A filosofia de funcionamento inclui a separação entre os termos “Objetos”, “Serviços” e
“Redes”, onde são representados respetivamente: as informações, dados e comandos
estruturados em um modelo orientado a objetos; as solicitações de comunicação e serviços
que descrevem o acesso aos dados; e a comunicação em si através de uma infraestrutura de
comunicação flexível criada para o efeito (Figura 20)[33].

Figura 20 – Filosofia de funcionamento do protocolo BACnet[34].

O BACnet define protocolos para uso nas seguintes camadas do modelo de referência OSI
(Figura 21).

Figura 21 – Modelo de Camadas do Protocolo BACnet[35].

A camada de aplicação é a mais sofisticada do padrão (número de serviços que são utilizados
para comunicar entre dispositivos (Who-Is - I-Am, Who-Has - I-Have)). Refira-se também a
existência de mecanismos de verificação de erros e controle do fluxo de dados, a
implementação de vários tipos de objetos e propriedades, tipos de dados padrão para
promover a interoperabilidade, bem como a orientação a Redes de acesso BACnet/IP[33,
35].

49
A camada de rede permite que múltiplas redes BACnet sejam interligadas. Esta camada
fornece os meios pelos quais mensagens possam ser comunicadas entre redes BACnet, sem
a preocupação de que tecnologia de transmissão de dados se está a utilizar em cada rede[33].

Refira-se que este protocolo pode comunicar, por exemplo, por Ethernet ou RS485 e ser
incluído facilmente em redes com outros sistemas tais como o LonWorks ou KNX. A seguir
apresentam-se as opções de comunicação do protocolo BACnet[2, 4, 8, 22, 35]:

 Ethernet: (Bus de alta velocidade para transmissão de dados na rede; velocidades até
10/100 Mb/s ou 1Gb/s):

 Master-Slave/Token Passing (MS/TP): Rede série RS485; permite criar redes

simples e que com longas distâncias de transmissão segura (mais de 1 km):

 Point-to-Point (PTP): Ligação série que permite ligações ponto a ponto entre 2
equipamentos, como por exemplo via linha telefónica (ligação dial-up);

 LonTalk: As redes LonWorks podem ser interligadas para formar uma rede BACnet
através de routers BACnet.

Para melhor compreensão de uma arquitetura baseada em BACnet, apresenta-se na Figura

22, um diagrama de interligação de equipamentos, incluindo os dispositivos específicos de
interligação de redes (routers), de comunicação de protocolos diferentes (gateways) e de
dispositivos baseados em DDC.

Figura 22 – Arquitetura BACnet[34].

50
2.5.6. KNX
O Konnex (KNX) resulta da união de três associações europeias: BatiBus Club
International (BCI), European Installation Bus Association (EIBA) e European Home
Systems Associaion (EHSA) com o intuito de promover um protocolo de comunicação único,
padrão como norma e aberto para o mercado de redes de domótica na Europa. Conta hoje
com cerca de 100 empresas afiliadas e mais de 7000 produtos certificados KNX[14, 22].

O KNX está registado como norma internacional padrão (ISO/IEC 14543-3), norma
europeia padrão (CENELEC EN 50090 e CEN EN 1332-1) e norma Chinesa padrão (GB /T
20965)[14, 21].

Na Europa o KNX baseia-se no padrão European Installation Bus (EIB) - daí a designação
EIB/KNX - especificando em relação a este, componentes adicionais e mecanismos de rede,
permitindo uma ampla escolha de configuração dependendo das necessidades e
independentemente do modo de configuração. Este grande conjunto de meios físicos de
comunicação entre equipamentos confere ao sistema uma grande flexibilidade de utilização.

De facto, o sistema EIB/KNX suporta diferentes meios físicos de comunicação, como o par
de cobre (mais comum), mas também a rede elétrica (powerline), radiofrequência e até
infravermelho[21, 36]. É ainda possível instalar gateways diversas para outras redes como
Ethernet ou WLAN.

O sistema EIB/KNX pode ser implementado com base numa arquitetura descentralizada ou
centralizada[14, 22]. A descentralizada é implementada com base nos dispositivos
transmissores e recetores que possuem o seu próprio microcontrolador, que lhes permite
comunicar diretamente entre si, sem recorrer a nenhuma hierarquia ou a um dispositivo de
supervisão – havendo uma maior flexibilidade do sistema. Por outro lado, pode também ser
ligado a uma rede ou uma aplicação de controlo local ou remota, para gestão do sistema.

A adicionar ao parágrafo anterior, refira-se que o KNX, à semelhança dos outros protocolos
de comunicação, pressupõe a separação da distribuição de potência da rede de comando,
possibilitando, relativamente a este ponto, uma maior facilidade de expansão ou
reformulação da instalação - Figura 23.

Figura 23 – Rede de Comando (bus) e Potência independentes[14].

51
Em termos simples, uma instalação KNX faz uso de um único barramento (bus) para
interligar todos os equipamentos. A Figura 24 apresenta as várias topologias possíveis para
uma rede KNX: linear, estrela e árvore, ou uma combinação de várias topologias[8, 14, 37].

Figura 24 – Topologias de arquitetura de segmentos da rede[37].

Este barramento de dados é maioritariamente implementado de forma descentralizada, no

entanto, se necessário, é possível a sua implementação em aplicações centralizadas.

Os equipamentos possuem um acoplador de bus (BCU - bus coupling unit) – um

microprocessador com EEPROM parametrizável) e um módulo de aplicação/terminal. A
informação a ser processada é transferida do barramento para a BCU. De seguida, a BCU
recebe e transmite dados, garante a alimentação elétrica ao sistema eletrónico e guarda
informações importantes tais como o endereço físico atual, um ou mais endereços de grupo
e também o software de aplicação com os parâmetros do dispositivo. Os produtos de entrada
são sensíveis a ordens, comandos ou a medições de grandezas físicas (sensores), processam
e enviam os comandos aos módulos de saída. Os produtos de saída são, na realidade,
interfaces de potência, que escutam as informações transmitidas pelos produtos de entrada e
executam as ordens (atuadores) que a eles se destinam[14, 36, 37].

Numa arquitetura descentralizada, temos que o sensor envia a informação em forma de um

telegrama (“palavras” de onze bits) para o barramento KNX, que é posteriormente lido pelos
atuadores pertencentes ao grupo de comunicação, levando à geração da ação correspondente.
O telegrama contém ainda informações relativas ao dipositivo que estabelece a
comunicação, o que recebe e informações úteis à ação, bem como campos de controlo de
tráfego (e.g. mecanismo de checksum)[36].

Refira-se que a herança do meio físico EIB deu ao KNX uma divisão hierárquica da rede em
áreas, linhas e nós, bem como uma facilidade para fins de comissionamento, diagnóstico e
manutenção[36].

52
Uma rede KNX é capaz de integrar 14400 dispositivos (64 dispositivos/linha x 15 linhas/área
x 15 áreas). A rede KNX prevê a interligação de até 15 áreas por uma linha backbone, sendo
possível a consideração de repetidores (até 4) para que cada linha passe a ter a capacidade
de ligar até 256 dispositivos[36]. A Figura 25 representa esta estrutura hierárquica.

Figura 25 – Estrutura hierárquica da rede no protocolo KNX[37].

A Figura 26 ilustra como forma de resumo, a interação entre partes físicas ou não, do sistema
KNX.

Figura 26 – Estrutura de uma Instalação KNX[37].

O objetivo da comunicação num sistema EIB/KNB consiste na interoperação entre sensores

e atuadores. No entanto esta interoperação apenas é suportada entre dispositivos EIB/KNX,

53
não existindo qualquer sistema que possibilite a interoperação com dispositivos de outras
tecnologias[36, 37].

Para garantir a interoperação entre equipamentos foram definidas normas designadas de

“EIB Interworking Standards (EIS)” entretanto renomeadas para “KNX Standardized Data
Types”. Estas normas definem regras de interoperação de funções utilizadas pelos
dispositivos, sendo seu objetivo a definição de valores e a interpretação de dados incluídos
nos objetos de comunicação utilizados nas funções. Os tipos de dados mais comuns estão
normalizados a nível europeu e integrados na norma EN 50090[36, 37]. Assim, existindo
um formato normalizado para determinada função, de modo a obter a certificação do
produto, o fabricante KNX é obrigado a usá-lo. Este conceito de interoperação veio facilitar
o desenvolvimento de gateways entre KNX e outros protocolos uma vez que o código
proprietário pode ser facilmente mapeado.

Um único fabricante bem como uma única aplicação independente (ETS – Engineering Tool
Software) permite o design, engenharia e configuração de instalações que usem os produtos
com a certificação KNX. Como a aplicação é independente de qualquer fabricante, o
integrador consegue combinar produtos de diversos fabricantes com diferentes meios de
transmissão (e.g. par de cobre, radiofrequência, TCP/IP, etc.) numa única instalação[14, 37].

2.5.7. DALI
Ao contrário de outras tecnologias de automação em edifícios, o DALI (Digital Addressable
Lighting Interface) é especialmente concebido para gestão de iluminação. Este é aqui
apresentado devido à sua vasta utilização, em integração com protocolos de comunicação
existentes no âmbito de um SGTC (Figura 27)[13].

O DALI é um padrão aberto, alternativo ao DSI (Digital Signal Interface) sustentado pelas
normas IEC 60929 e IEC 62386[13], o que lhe tem vindo a conferir vantagens em termos de
interoperabilidade e facilidade de integração com outros protocolos e sistemas,
nomeadamente através da quantidade e variedade de gateways.

Sendo o DALI uma norma internacional, pretende-se garantir a interoperabilidade de

diferentes tipos de balastros eletrónicos DALI (diferentes cargas) de diferentes fabricantes –
sendo que a norma IEC 62386 descreve os tipos de balastros DALI para cada tipo de carga.

O DALI consiste principalmente na regulação do fluxo luminoso de fontes de iluminação

artificial, consoante as necessidades de luz no instante (iluminação dinâmica), ou qualquer
outra definição/objetivo programado.

54
 Figura 27 – Integração num SGTC como um subsistema não comunicante (à esquerda) ou
comunicante (à direita).

O DALI é um sistema mais flexível, de mais fácil implementação (o que se traduz muitas
das vezes num menor custo) em termos de infraestrutura em comparação com a tecnologia
analógica 1-10V. Repare-se que nesta última que:

 Os dispositivos alvo de dimming estão concebidos para responder a variações de

tensão entre 0 e 10V, fornecendo uma resposta linear (i.e. tensão, intensidade de
corrente e fluxo luminoso). Contudo, na maioria dos casos, a variação de tensão na
fonte de alimentação ou no balastro é limitada. Assim, a redução de fluxo luminoso
consegue fazer-se até o limite de 90 %. Quando este valor é atingido, o equipamento
socorre-se de um interruptor que provoca o corte de corrente e, consequentemente, o
apagamento do equipamento;
 As funções de ligar/desligar e de regulação de fluxo, são funções separadas, existindo
então uma entrada digital e uma analógica, bem como um relé externo para a primeira
função;
 Os circuitos de comando têm de ser realizados de acordo com as necessidades
(grupos de luminárias a atuar), já que cada relé e sinal analógico serão responsáveis
pelo controlo simultâneo e não pouco flexível de um grupo de controlo. A
infraestrutura relacionada com a cablagem é aumentada sempre que se aumente o
número de grupos de dispositivos a controlar.

Um sistema baseado em DALI assume-se como de mais fácil instalação e possibilita uma
ligação totalmente digital de luminárias e outros dispositivos semelhantes em aplicações de
automação de edifícios. Os balastros eletrónicos DALI são ligados em paralelo e ligados
entre si através de um controlador DALI.

No DALI podemos ter até 64 dispositivos de campo por controlador DALI (cada grupo de
luminárias e sensores afetos deve estar ligado apenas a um controlador que será alimentado
externamente, geralmente, a 230VAC), podendo ser efetuada o comando (ligar/desligar e

55
regulação de fluxo) dos dispositivos por um cabo de 2 condutores - um controlador consegue
endereçar 64 dispositivos (a quantidade de endereços ser maximizada com recurso a
Gateways) pelo que cada dispositivo de iluminação tem um endereço numérico que varia
entre 0 e 63[4, 13].

É de referir que não sendo um sistema classificado como SELV (Separated Extra Low
Voltage) não é afetado pela proximidade de cabos de transporte de corrente elétrica[38].

Como o DALI é um sistema de comunicação digital, o controlador DALI (como a unidade

de controlo central), pode comunicar com os dispositivos DALI (balastros DALI)
diretamente, realizar também funções de diagnóstico e obter os estados dos dispositivos. A
monitorização assenta na comunicação feita com os diversos equipamentos que é feita de
forma bidirecional, de forma assíncrona em half-duplex através de um barramento que
recorre aos mesmos dois fios[13, 38].

Os dados transmitidos obedecem à codificação Manchester (codificação também conhecida

como Phase Encoding que promove a tolerância a erros através da introdução de um bit de
transição entre cada bit da dados transmitido), de forma a aumentar a tolerância a erros
induzidos por ruido de origem elétrica. Outra vantagem deste sistema reside na incorporação
de um díodo no circuito de interface e que permite que o dispositivo seja ligado desprezando
a polaridade. Do ponto de vista do sinal digital apresenta como características a variação de
sinal (elétrico) entre 0 ±4.5V para “0” e entre 16 ±6.5V para “1”. Apresenta ainda o interface
de sinal separado galvanicamente. As primeiras gerações de dispositivos DALI recorrem a
EEPROMs para armazenarem as configurações, contudo, pelo limite de ciclos de escrita têm
vindo a ser substituídas por RAM[13, 38].

Repare-se que o sistema de endereçamento permite então reduzir a cablagem associada em

relação ao tradicional sistema de 1-10V (existe apenas um cabo de comunicação que serve
como barramento (bus)) bem como uma flexibilidade total de “qual” a luminária a
ligar/desligar bem como o seu nível de emissão luminosa, independentemente de como os
circuitos de potência foram realizados.

Na Figura 28 está representado o diagrama de princípio de ligação de uma instalação DALI,

sendo que na Figura 29, apresenta-se um exemplo de funcionamento: regulação de fluxo
progressiva (programada aquando da instalação ou em momento posterior) com base num
sensor de luz, minimização da iluminância de fontes artificiais pela maximização das
naturais para níveis de iluminância alvo em cada ponto.

A topologia de rede de uma instalação DALI (Figura 30) é, por norma, em estrela ou bus
sendo a comunicação conseguida com recurso a um par de cabos (note-se a existência de
apenas um controlador por grupo de dispositivos).

56
 Figura 28 – Componentes Separadas de Potência e Comando no Sistema DALI[39].

Figura 29 – Representação exemplo do uso de DALI para realizar a regulação de fluxo progressiva
com base num sensor de luz, luz natural e artificial[38].

Figura 30 – Topologias de rede de uma instalação DALI[13].

57
2.6. SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA – ESTADO DA ARTE
Como foi focado em secção anterior, os sistemas de automação de edifícios evoluíram no
sentido das arquiteturas distribuídas hierárquicas. A distribuição ocorre ao nível das funções
realizadas pelos equipamentos periféricos e equipamentos de controlo intermédio e a
hierarquia observa-se ao nível do controlo e da supervisão. Atualmente um Sistema de
Gestão Técnica Centralizada assenta em sistemas de controlo distribuído, dotado de
processadores e redes por vezes redundantes, permitindo uma descentralização do
processamento de dados, assumindo-se uma extensão óbvia das arquiteturas distribuídas
com controlo hierárquico e portanto apresentando as seguintes vantagens face a uma
centralizada:

 Redução de cablagem e infraestrutura de suporte desta;

 Elevado grau de modularidade e de flexibilidade que são essenciais para satisfazer à

multiplicidade de requisitos de capacidade e a sua evolução;

 Maior confiabilidade (isso deve-se, por um lado, à maior confiabilidade de cada

equipamento de per si e, por outro lado, ao facto de a arquitetura evitar que uma falha
num único componente possa colocar todo o sistema inoperacional);

 Maior capacidade de controlo (quer a nível do número de pontos controlados, quer a

nível das funções desempenhadas, dos algoritmos usados e da rapidez de execução);

 Recorrem-se ainda a técnicas de processamento digitais (discreto) em oposição ao

analógico (contínuo), com o objetivo de proporcionar uma manutenção no
comportamento de um referido processo dentro de parâmetros já estabelecidos;

 Maior capacidade computacional (casos há em que as unidades de controlo centrais

são constituídas por microcomputadores ou mesmo minicomputadores, o que
permite uma melhor capacidade de tratamento dos dados, tornando mais fácil obter
informação útil e permitindo melhores níveis de gestão);

 Novas formas mais simples e poderosas de programação;

 Melhores capacidades de interação com o utilizador (de referir, em particular, a

generalização das interfaces gráficas e as interfaces homem-máquina (HMI) que
permite uma interação facilitada com os autómatos, controladores PID,
equipamentos de comunicação digital e sistemas em rede);

58
  Melhor relação funcionalidade/custo, nomeadamente quanto o número de pontos a
gerir é elevado.

Atualmente, a nível de Hardware refira-se como comum, o recurso a autómatos específicos,

designados de Automation Servers (Servidores de Automação) no âmbito dos SGTC[3, 40].
Um Automation Server integra de diversos protocolos numa plataforma única, com
tecnologias de informação integradas (web-enabled).

De notar, que o recurso a autómatos (PLCs) industriais acrescia custos relacionados por um
lado, com o equipamento (capacidade e desempenho normalmente muito superior ao
necessário) e acessórios, e por outro com a sua programação e integração individualizada
bem como a comunicação com outros dispositivos externos que comunicam em protocolos
diferentes e que exigem gateways.

De facto, durante muito tempo, os integradores e instaladores foram confrontados pelos

diversos fabricantes de automação por desenvolvimentos que faziam com que os clientes
finais ficassem cada vez mais presos às suas soluções proprietárias com softwares, redes,
drivers, fabricantes e fornecedores únicos. Com diversos dispositivos/ equipamentos/
sistemas proprietários a integrar num único SGTC, facilmente aparecia num conjunto
heterogéneo de diferentes soluções proprietárias como se de ilhas isoladas se tratassem ou
com a necessidade de software SCADA (ainda comummente utilizado, mas com templates
adequados e otimizados) com drivers e interfaces para todas essas soluções.

Repare-se que o conceito de Automation Server surgiu com a finalidade de ser utilizado em
SGTC [3, 40-42], proporcionando um menor tempo e custo de projeto, aquisição, instalação,
comissionamento e exploração. Os Automation Servers são normalmente multiprotocolo,
sendo possível um autómato funcionar como gateway para autómatos e equipamentos ou
dispositivos de outros fabricantes (são nativos em vários protocolos), como para
dispositivos/equipamentos/sistemas, garantindo desse modo a abertura para sistemas de
automação normalmente proprietários[3, 40, 43].

Os Automation Servers são capazes de gerir as comunicações a montante e a jusante da sua

localização. Podem entregar pacotes de dados diretamente ou a outros Automation Server
existentes. O Automation Server pode executar vários programas de controlo, de gestão de
I/O, de alarmes locais e utilizadores, de ações calendarizadas, de registos, e de se comunicar
utilizando vários protocolos[40, 44], garantindo a capacidade de funcionamento autónomo.

59
O facto de o Automation Server normalmente integrar servidores Web, FTP, SMTP, entre
outros, facilita também a comunicação com a restante rede de equipamentos do SGTC, a
integração da gestão e controlo dos vários sistemas do edifício num único, bem como o
acesso remoto (a qualquer nível).

A Figura 31 apresenta a título de exemplo um Automation Server da Schneider Electric, bem

como a listagem de funções incorporadas e a vantagem de este poder atuar como gateway
para variedade de protocolos, sem necessidade de equipamentos externos, e ainda a
possibilidade de atuar como servidor para comunicação pelo protocolo TCP/IP[44].

Figura 31 – Exemplo da estrutura de um Automation Server da Schneider Electric: Alimentação

24VDC; Comunicação LAN (TCP/IP) e SubLan (Lon, Bacnet e ModBus); Capacidade de 30
módulos de entradas saídas (I/O); Função integrada de Webserver[44].

O software, como referido anteriormente, é responsável pela transformação e apresentação

de informação relevante e útil para o utilizador. Este possuem várias funcionalidades como
algoritmos para filtragem e organização de dados e informação, capacidade de
reconhecimento de padrões, (e.g. redes neuronais), de apoio ao utilizador, de configuração
da forma e que dados são apresentados, de registo, alarmística, calendarização, entre outros.

O software utilizado (nomeadamente a interface homem máquina), se constituir ou basear

num SCADA[2, 3, 20, 40, 43], recorre muitas das vezes ao uso de templates, ou seja, de um
grande conjunto de operações / programação pré-estabelecidas, de forma a reduzir os custos
globais da sua implementação, nomeadamente com a programação específica e integração
de sistemas em geral[2, 3, 20, 40, 43].

60
Refira-se que um software de um SGTC deve ser baseado em regras, que por sua vez devem
ser concebidas de tal maneira que o conhecimento, codificado como regras, seja
independente de qualquer edifício específico. Este deve ser adaptável a mudanças na
configuração do edifício e devem operar sobre os tipos de dados e informações que traduzem
a especificidade do edifício. Isto é normalmente conseguido com base numa estrutura de
conhecimento orientada a objetos, onde as regras operam em objetos dentro de classes
claramente definidas[18, 19]. Os valores das propriedades pertencentes a estes objetos são
específicos para o edifício e os seus sistemas de controlo, mas independentes do
conhecimento codificado sob a forma de regras.

A orientação a objetos tem como base o pensamento o mais próximo possível da vida real.
Numa programação orientada a objetos (OOP - Object-oriented programming) não teremos
apenas funções que são chamadas de forma sequencial, mas sim objetos que possuem estado
e comportamento. Este paradigma de análise, projeto e programação de sistemas de software
baseado na composição e interação entre diversas unidades de software chamadas de objetos,
visa principalmente, o aumento da organização, desempenho, sustentabilidade e reutilização
do software, permitindo uma adaptabilidade facilitada à especificidade de cada edifício.

Nas Figuras 32 e 33 está ilustrada a arquitetura de software baseada em programação OOP,

onde por se demonstra a universalidade das regras do software e a adaptabilidade a cada
edifício pela operação de objetos e as suas propriedades. A Figura 34 apresenta a estrutura e
interface generalista do ponto de vista do utilizador relativamente ao software de SGTC.

Figura 32 – Objetos e Propriedades – atribuição de valores e a sua natureza[16].

61
Figura 33 – Estrutura Organizacional (Parcial – Instalações Técnicas) de um Software de Gestão
Técnica Centralizada baseado no paradigma de Programação Orientada a Objetos[16].

Figura 34 – Organização e estrutura típica de um Software atual de um SGTC num grande edifício
do ponto de vista do acesso pelo utilizador[16].

62
Refira-se o possível e cada vez mais frequente recurso a redes neuronais artificiais (RNA)
com o objetivo de estabelecer relações entre variáveis, possibilitando a previsão de
acontecimentos, identificação de causas ou o apoio à decisão do utilizador.

Refira-se a título concetual, para melhor compreensão do leitor, que as RNAs são sistemas
computacionais baseados em inteligência artificial, estruturados numa aproximação à
computação baseada em ligações (à semelhança do cérebro humano)[45, 46]. Quanto ao seu
funcionamento, estas podem ser encaradas de uma forma muito simplista como umas “caixas
pretas”, onde numa fase designada de “treino” se define a sua arquitetura geral de uma forma
empírica, alimentando-a com um conjunto de entradas (e.g. vários vetores em que cada
posição corresponde a uma variável que varia na mesma posição noutro vetor) e “dizendo”
à rede que aquelas entradas dão origem a um conjunto de resultados conhecidos
(targets)[45].

Ora, a RNA o que faz é tentar ajustar-se às entradas e saídas conhecidas, ajustando para isso
a sua estrutura interna em termos de informação, sendo a adequação do ajuste potenciada
pela existência de padrões relevantes nos dados de entrada em relação aos de saída desejados.
Dependendo da natureza da aplicação e da significância dos padrões de dados de entrada,
geralmente podem-se esperar bons resultados no treino, ou seja uma boa otimização da RNA
ao problema em causa. Note-se que isto é especialmente útil em problemas onde as relações
entre variáveis, inputs e outputs podem ser bastante dinâmicas, não lineares, não conhecidas,
ou de difícil ou impossível modelização por metodologias como as análises de regressão[46].

Na fase de utilização (designada de avaliação/simulação nos termos técnicos de uma RNA)

num SGTC, a rede já ajustada/treinada analisa um conjunto de entradas (do mesmo tamanho
do das entradas no treino) e produz com a sua topologia ajustada para aquele tipo de
problema um conjunto de saídas (do mesmo tamanho dos vetores targets no treino), que em
princípio serão uma estimativa relativamente próxima do valor real (se conhecido à
posteriori)[46].

A Figura 35 ilustra a utilização de uma RNA para identificação de falhas/avarias, onde com
base em dados de entrada (e.g. de sensores) e uma rede já “treinada”, se obtêm códigos que
servirão de suporte ao gestor da manutenção - estas corresponderão a causas típicas que serão
mais facilmente e rapidamente identificadas com recurso a esta sistema computacional.

63
 Figura 35 – Utilização de Redes Neuronais para com base em novos dados de entrada e uma rede
“treinada”, se obterem códigos de falhas e avarias que servirão de suporte ao gestor da
manutenção[16].

2.6.1. ARQUITETURAS

Neste subcapítulo, com base na extensa descrição anterior, apresentam-se as arquiteturas

atualmente mais utilizadas de um SGTC nas formas de diagramas de princípio. Repare o
leitor que a diferença principal entre elas reside na predominância e diversidade de
protocolos de comunicação bem como o conjunto de pontos a integrar no sistema. Por
exemplo, na Figura 36 está representada uma arquitetura (Single BAC) baseada em BACnet,
com suporte (backbone) da rede estruturada (através das tecnologias e protocolos listados),
sendo a utilização de um único Automation Server suficiente para o número de dispositivos
a monitorizar/controlar[40, 47]. Na Figura 36 representa-se a arquitetura denominada de
Single LON. A diferença entre estas tem a ver com a predominância do tipo de protocolo
utilizado nos equipamentos a jusante do Automation Server

Na Figura 38, existe tanto uma quantidade como diversidade de pontos a integrar no SGTC
(ou até por uma questão de distância entre o equipamento de campo e os autómatos), que
justifica o recurso a múltiplos Automation Servers, cada um deles com características
(capacidade de comunicação e desempenho) ajustado para as necessidades da zona de
influência respetiva.

Repare-se que normalmente utiliza-se a rede estruturada já existente do edifício para

estabelecer a comunicação entre os autómatos, o posto de supervisão e servidores afetos.
Isto evita a duplicação de uma rede, reduzindo os custos inerentes, bem como aproveitando

64
a largura de banda disponível, a fiabilidade e a facilidade de integração global de todos os
sistemas.

Note o leitor que a quantidade de pontos, o protocolo de comunicação destes, a distância

destes ao Automation Server, o custo de gateways para comunicação com protocolos não
integrados nos autómatos, a preferência de implementação de um determinado protocolo em
detrimento de outro, a consideração ou não de autómatos dedicados para cada tipo de
instalação técnica (e.g. eletricidade ou AVAC), a filosofia de maior ou menor grau de
hierarquia entre Automation Servers e autómatos escravos (ver o exemplo dos autómatos
Xenta nas Figuras 37 e 38), entre outros fatores, a grande maioria relacionados com os
descritos, levam ao ajuste da arquitetura apresentada, ao nível de protocolos, número de
autómatos.

No caso de escolha de um protocolo de comunicação principal, este deve ser aberto com a
integração o mais abrangente possível de subsistema do edifício (AVAC, iluminação,…),
podendo comunicar entre elementos de diferentes fabricantes, permitindo que o software de
gestão aberto, faça a integração de múltiplos subsistemas podendo cada um dispor de um
protocolo de comunicação em Bus, diferente dos restantes, sendo integração realizada
principalmente ao nível da gestão[40-42, 47].

Figura 36 – Arquitetura distribuída do tipo Single BACnet[48].

65
 Figura 37 – Arquitetura distribuída do tipo Single LON[49].

Figura 38 – Arquitetura distribuída com múltiplos Automation Servers[50].

66
3. SMART PANELS

3.1. VISÃO E ENQUADRAMENTO

Um quadro elétrico pode ser definido como um conjunto de equipamentos,
convenientemente agrupados, incluindo as suas ligações, estruturas de suporte e invólucro,
destinado a proteger, a comandar ou a controlar instalações elétricas.

Tradicionalmente os quadros elétricos estavam associados à distribuição de energia e ao

alojamento de equipamentos de corte, comando e proteção associados a essa mesma
distribuição. Contudo, devido às crescentes preocupações energéticas, de continuidade,
segurança e facilidade de operação da instalação, aliado à generalização de dispositivos de
medida e monitorização com custo cada vez mais reduzido, os quadros elétricos tem vindo
a evoluir e a integrar tecnologias diversas, como analisadores e contadores de energia,
consolas de visualização na porta exterior do quadro e aparelhagem de monitorização e
comando automático de forma remota.

Em 1997, a Schneider Electric referenciou o seguinte, de forma a reforçar o que foi descrito
no parágrafo anterior: “Atualmente, a distribuição de energia elétrica em todos os edifícios,
independentemente da sua atividade, tem que responder a exigências cada vez mais elevadas
no que diz respeito à sua segurança e eficiência”[51]. De acordo com a transcrição anterior,
o termo Smart Panel (quadro inteligente) não é um conceito novo, mas é uma terminologia
que a Schneider Electric tem vindo a apresentar e a desenvolver ao longo dos anos.

Refira-se que com o passar dos anos, as necessidades de monitorização energética, de

monitorização da instalação elétrica e da sua segurança, fiabilidade e continuidade de
operação têm vindo a aumentar. Este conceito introduzido pela Schneider Electric tem ganho
relevância graças ao desenvolvimento e integração progressiva de tecnologias de informação
na monitorização, controlo e gestão, aportando benefícios importantes para a sua aplicação
na comunicação de dispositivos instalados em quadros elétricos[52].

Além do conceito de Smart Panel, a Schneider Electric introduz também o conceito de

comunicação entre estes quadros. Este sistema de comunicação para quadros inteligentes, é

67
de designado de Enerlin ‘X[52, 53]. Sendo assim, o termo Smart Panel passará, numa
definição mais abrangente, a designar um Quadro Inteligente e Comunicante. As linhas
orientadoras neste conceito de Smart Panel são as seguintes (Figura 39)[51-54]:

1. Medir:

 A monitorização energética (inclui os parâmetros relacionados com QEE) é a

base principal para a obtenção de dados sobre os consumos instantâneos,
acumulados, que serão por sua vez a fundação de uma qualquer política de
conservação de energia ou eficiência energética[51-54]:

o Utilizar aparelhos de proteção com capacidade de medida integrada,

comunicando estes dados ao utilizador através de um sistema de supervisão.
A medida integrada no próprio quadro a partir de dispositivos permite a
monitorização de dados instantâneos e acumulados, individualizados, sem
necessidade de contadores ou analisadores externos, levando a uma solução
padrão que compreende por definição a monitorização energética para cargas
relevantes respetivas;

o A consideração de contadores ou analisadores de energia complementares é

facilitada pela integração no sistema implementado, dada a existência de
componentes integrados dedicados ou com possibilidade dessa função de
comunicação, bem como um automático reconhecimento e configuração para
uma rápida integração no sistema como um todo.

 Os parâmetros principais a monitorizar numa uma instalação elétrica vão para

da monitorização energética[51-54]:

o Os parâmetros relacionados com a vida útil de cada aparelho de proteção

(número de manobras, disparos, desgaste dos contactos, motivo dos disparos,
etc.);

o Modificar a regulação destes aparelhos à distância para poder adaptá-la aos

consumos e às necessidades da instalação;

o Alterar a configuração do quadro, para poder adaptar-se às necessidades do

momento;

68
 o Conhecer o estado dos dispositivos de proteção e as razões que causaram o
disparo, a data e a hora da ocorrência, permite tomar decisões de forma rápida
e segura para solucionar imediatamente o problema e reduzir o tempo de
inatividade da instalação;

o A Figura 39 particulariza possíveis e comuns contactos auxiliares, e bobinas

de disparo, nomeadamente no aspeto, ligação e designações próprias do
fabricante deste sistema, para melhor compreensão do leitor em esquemas
futuros particularizados.

Figura 39 – Exemplo de contactos auxiliares de sinalização (monitorização) com aparelhagem tradicional à

esquerda e versão própria para a gama Acti9 à direita: SD –Disparo (trip); OF –Estado (aberto/fechado) [55].

2. Conectar / Comunicar:

 O “Conectar" cria uma ligação automática entre “Medir” e “Gerir” [51-54]:

o A arquitetura do sistema e a predefinição de configurações permite

disponibilizar fácil e rapidamente os dados relevantes ao utilizador – existem
interfaces de comunicação integradas;

o A integração da medida em muitos dos dispositivos de proteção e a sua

ligação através de um sistema baseado em cabos pré-conectorizados, leva a
uma imediata integração dos dados recolhidos (i.e. relacionados com a
monitorização energética e do funcionamento do dispositivo) no sistema
global;

o O recurso e a integração de protocolos padrão (e.g. ModBus, TCP/IP) num

conjunto de componentes permite uma abrangência significativa no que diz

69
 respeito à comunicação com os dispositivos tipicamente instalados num
quadro elétrico;

o A disponibilização de conjuntos de módulos de entradas e saídas digitais em

alguns dos componentes principais possibilita a ligação a dispositivos ou
equipamentos diversos, quer no interior, quer no exterior do quadro elétrico,
substituindo a necessidade de equipamentos externos complementares,
nomeadamente os autómatos.

3. Gerir:

 Com base nos dados recolhidos em tempo real e transmitidos, dispõe-se de

informações para poder agir de forma rápida segura, acessível a partir de
qualquer parte do mundo através de uma ligação à internet[51-54]:

o Acesso a informação local e de monitorização através de serviços on-line (em

qualquer sitio em qualquer lugar):

o Páginas web integradas pré-configuradas e programáveis, assim como ecrãs

para visualização no local da monitorização da instalação.

o Ações de eficiência energética com dados reais, individualizados e

relevantes, para uma melhor e mais rápida adaptação às metas traçadas
quanto à eficiência energética e à eliminação de desperdícios no que diz
respeito à conservação de energia;

o Poder controlar e gerir todos os parâmetros relevantes da instalação, através

da atuação à distância sobre dispositivos capazes (e.g. contatores,
interruptores e disjuntores motorizados), com base no envio de ordens (saídas
digitais) individuais a estes através da infraestrutura de comunicação afeta;

o Permite passar de manutenção corretiva a manutenção preventiva,

aumentando o nível de fiabilidade e continuidade de serviço, bem como
otimizando o funcionamento da instalação, do ponto de vista técnico,
económico, energético e ambiental.

70
Como forma de resumo a Figura 40 mostra as linhas orientadoras referidas neste conceito
de Smart Panels.

Figura 40 – Filosofia básica inerente ao conceito de Smart Panels [54].

3.2. COMPONENTES PRINCIPAIS

3.2.1. SISTEMA ACTI 9 SMARTLINK

O sistema de comunicação Acti 9 apresenta-se como uma solução completa para a

monitorização, controlo e medida da aparelhagem modular do quadro elétrico[54, 56]. O seu
principal objetivo é a simplificação da ligação de cada dispositivo modular à rede de
comunicação, economizando cablagem e tornando este processo mais seguro e fácil através
de cabos pré-conectorizados. O sistema de comunicação Acti 9 é constituído por[54, 56]:

 Barra de ligação e comunicação (Smartlink) com possibilidade de integração de

entradas e saídas digitais, analógicas e comunicação por ModBus e/ou Ethernet.

 Cabos pré-fabricados e pré-conetorizados que simplificam e garantem uma ligação

segura e “sem erros” entre os aparelhos Acti 9 e o Acti 9 Smartlink.

71
  Aparelhagem modular (geração Acti 9) com contactos auxiliares de sinalização e
disparo comunicantes, que permitem a implementação de funções de monitorização
e controlo. A aparelhagem Acti9 inclui os disjuntores iC60, os interruptores iSW, os
interruptores diferenciais iID, contactores iCT enrte outros.

Existem duas versões do Acti 9 Smartlink (Figura 41): o Acti 9 Smartlink Modbus e o Acti
9 Smartlink Ethernet[54, 56]. Estes são utilizados para transferir dados dos aparelhos do Acti
9 para um PLC ou para um sistema de monitorização através do sistema de comunicação
estabelecido no edifício, diferindo no número de módulos entradas digitais, possibilidade de
integrar entradas analógicas e de comunicar em TCP/IP além do protocolo ModBus.

Figura 41 – Aspeto, características e diferenças das versões Smartlink Ethernet (em cima) e
Smartlink ModBus (em baixo)[52].

72
Repare-se que é possível ligar os Smartlinks entre si, por Ethernet ou ModBus, dependendo
da configuração. A ligação em ModBus permite até 8 Smartlinks, sendo o número
teoricamente ilimitado na utilização da versão Ethernet. Contudo, o custo desta face à
ModBus é bastante superior[56], pelo que é prática comum [54]haver apenas uma régua
Ethernet que serve como Mestre ModBus e Gateway ModBus Serial-ModBus TCP/IP
(Modbus pela Ethernet).

Notar que cada um dos canais que recebe um conector designado por “Ti24” é constituído
por 5 pinos: O 1 e o 5 correspondem à alimentação a 24VDC; o 2 e o 3 permitem ligar até
duas entradas digitais, sendo o pino 4 responsável pela comunicação de uma saída digital a
partir do Smartlink para o dispositivo. O canal para sinal analógico permite até 2 entradas.

Na Tabela 3 apresentam-se as funções possíveis de transmissão entre a rede e os aparelhos

modulares Acti 9, através de Smartlink:

Tabela 3 – Funções disponíveis nos dispositivos de possível ligação ao Acti 9 Smartlink[52].

3.2.2. APARELHAGEM NÃO MODULAR

Os disjuntores Compact NS e NSX (100A até 630A) e Masterpact NT (1 tamanho de 630-

1600A) e NW (1 tamanho de 630-1600A e outro de 4000-6300A) e os interruptores das
gamas correspondentes foram desenhados para simplificar o design de quadros elétricos de
distribuição, otimizando o espaço disponível pelas suas reduzidas dimensões[53].

A possibilidade de incorporação da unidade de controlo Micrologic nestes dispositivos faz

com que passem também a integrar as funções de proteção, medida e comunicação num
mesmo aparelho.

73
As unidades de controlo Micrologic (A, E, P e H) introduzem um conjunto muito variado de
parâmetros possíveis de medição, desde correntes, tensões, potências, parâmetros de QEE
(e.g. taxas de distorção harmónica, fator de potência real, etc). Estas medições são integradas
no próprio dispositivo, sem necessidade de transformadores de corrente e/ou tensão externos.
A possibilidade de comunicação destes dados, bem como o histórico de disparos ou
percentagem de desgaste do próprio aparelho, possibilitam uma gestão de manutenção mais
correta (i.e. preventiva), bem como dispor de dados para planear e atuar mais cedo[52, 53].

A Tabela 4 resume as possibilidades de monitorização de estados, energia e operações para

cada gama de equipamentos, de acordo com as unidades Micrologic incorporadas.

Tabela 4 – Funções disponíveis das gamas de proteção não modular com Unidades Micrologic[52].

74
A integração destes dispositivos é realizada através de um Módulo de Interface ModBus
(Modbus Interface Module – IFM) para ligação a uma rede ModBus, ou a um Módulo de
Interface Ethernet (Ethernet Interface Module – IFM) para a ligação direta a uma rede
Ethernet[52-54].

Para a ligação a estes módulos de interface é necessário que cada aparelho possua uma porta
ULP (Universal Logic Plug). A porta está disponível num auxiliar BCM ULP (Masterpact)
ou num módulo BSCM (Compact NSX) incorporado de acordo com a gama de
aparelhagem[52, 54]. Refira-se que o Sistema ULP é o elo de comunicação adotado pelo
fabricante e dedicado à monitorização e controlo do disjuntor. Tem como base uma ligação
física RS485, com segmentos de cabo até 5 metros, até 6 cabos pré-conetorizados e possui
boas características de imunidade a interferências eletromagnéticas e ambientes
agressivos[52, 54].

A Figura 42 ilustra os requisitos e as formas de ligação dos disjuntores não modulares ao

sistema de comunicação entre Smart Panels, o Enerlin’X.

Figura 42 – Especificidades da ligação de disjuntores não modulares ao sistema Enerlin’X[52].

75
O módulo IFM (ULP-ModBus) tem como objetivo permitir ligar os disjuntores referidos a
uma rede Modbus, sendo o aparelho considerado um escravo Modbus[52, 54, 57]. O acesso
é efetuado a partir de um mestre Modbus (interface de IFE+Gateway, Acti 9 Smartlink
Ethernet ou Com'X 200).

O módulo IFE tem como objetivo permitir ligar os disjuntores de baixa tensão a uma rede
Ethernet. O módulo existe em duas variantes[52, 54]:

 IFE (ULP-Ethernet) – para ligação de apenas um disjuntor através da sua porta BCM
ou BSCM à rede Ethernet;

 IFE+Gateway (ULP-ModBus-Ethernet) – para ligação de múltiplos disjuntores,

primeiro através da associação e ligação em ModBus destes a uma porta mestre, e
tradução para Ethernet integrada (Gateway). A comunicação em TCP/IP permite o
seu acesso a partir de qualquer dispositivo com interface Ethernet ligado à rede, de
forma local ou remota.

A Figura 43 apresenta os módulos de interface descritos, indicando a sua constituição básica

assim como funcionalidades principais. Também é ilustrada a possibilidade de
empilhamento de módulos IFM e do seu acoplamento a um módulo IFE+Gateway.

De facto, existem 3 formas habituais de proceder à ligação da aparelhagem de proteção não

modular ao sistema Enerlin’X utilizando os módulos de Interface apresentados.

A Figura 44 resume de uma forma simplista as 3 possibilidades, utilizando como exemplo

os disjuntores Compact NSX de 100A (não representada a necessária porta BSCM ULP).
Notar que estas formam a base da arquitetura de ligação, sendo possível juntar aspetos das
várias topologias para a formação de outras arquiteturas de ligação à rede de comunicação
do sistema[54].

Na topologia em cadeia (Daisy) a ligação de aparelhos é feita com recurso a uma série de
modo que os sinais são transmitidos através da rede a partir de um aparelho para o outro[54].
Ao contrário de uma topologia em anel, o último aparelho da série não está ligado ao
primeiro.

A principal desvantagem prende-se com o facto de que o número de ligações em série a

partir de cada caminho. Este fator leva ao aumento da quantidade de dados a circular entre

76
módulos, já que o caminho para o equipamento terminal é o mesmo para o equipamento no
terminal oposto (i.e. na maioria dos casos é necessário para comunicar com um IFE
específico passar a informação por IFEs adjacentes), pelo que se deve limitar o número de
equipamentos em série por questões de largura de banda[54]. Note-se também que se o
número de dispositivos em série for elevado, a falta/falha de um nó ou uma ligação, pode
afetar significativamente o desempenho do sistema.

Uma das principais vantagens da topologia em cadeia tem a ver com o reduzido custo e
facilidade de construção de uma rede com esta topologia. Outra vantagem principal tem a
ver com o facto de os aparelhos terminais, que estão ligados à rede Ethernet (cada aparelho
tem duas portas RJ45 – ver Figura 43), fornecerem 2 caminhos de comunicação aos
aparelhos intermédios, conferindo um nível de fiabilidade acrescido nas situações em que o
número de módulos em série não é elevado[54].

A topologia em estrela é uma das configurações de rede mais comuns, onde cada um dos
dispositivos estão ligados a um Switch responsável pelo endereçamento, gestão e
comunicação da informação[54].

Aqui, cada IFE comunica diretamente com o Switch, pelo que a largura de banda em cada
caminho é maior, sendo possível a comunicação direta com o módulo específico. Refira-se
que a falta de um nó ou ligação não afeta o resto da rede, sendo muito fácil a deteção de uma
falha bem como o solucionar do problema.

Nesta topologia em estrela podem ser adicionados ou removidos facilmente nós sem afetar
resto da rede. A principal desvantagem prende-se com o custo acrescido do Switch referido,
sendo que a fiabilidade e desempenho do sistema são, respetivamente, fortemente
dependentes da continuidade e capacidade desde componente central[54].

A topologia alternativa tem como principal vantagem o custo associado, que para grandes
sistemas traduz-se em diferenças significativas (e.g. 30%-50% em relação à topologia
Daisy)[54]. Também a dimensão do módulo IFM permite uma maior ergonomia no quadro
elétrico, principalmente com a possibilidade de empilhamento dos vários módulos. Outra
vantagem dos módulos IFM tem a ver com o facto de que estes não necessitam de
alimentação externa ao contrário dos módulos IFE[52, 54].

77
A principal desvantagem relaciona-se com a dependência de um único dispositivo de
tradução (gateway) da informação ModBus Serial de vários dispositivos para ModBus
TCP/IP (através da Ethernet). Isto pode ser efetuado pelo módulo IFE+Gateway
(ModBus/Ethernet) ou pela ligação Serial à porta ModBus do Acti 9 Smartlink Ethernet (que
inclui uma gateway da mesma natureza).

Figura 43 – Aspeto descritivo e funcionalidades do módulos de interface, incluindo a possibilidade

de empilhamento de módulos IFM até 12 unidades para uma posterior ligação à rede Ethernet pelo
acoplamento do módulo IFE+Gateway[52].

78
Figura 44 – Topologias base para ligação de aparelhagem não modular ao sistema Enerlin’X[54].

79
 3.2.3. MÓDULO I/O

Refira-se o módulo de entradas/saídas (I/O) para disjuntores de baixa tensão (Masterpact e

Compact NSX). Este equipamento faz parte de um sistema ULP (i.e. comunica apenas em
ULP) com funcionalidades e aplicações integradas (Tabela 3).

O seu objetivo é facilitar a definição e configuração conjunto de opções de monitorização e

operações a realizar por determinado(s) aparelho(s) de proteção, pela disponibilização de um
conjunto de entradas e saídas[52-54]: 6 entradas lógicas com alimentação própria para
contato secos – NA, NF ou contador de impulsos; 3 saídas lógicas por relé biestável (5A
máximo);1 entrada analógica para sensor de temperatura Pt100.

Note-se que apesar do objetivo principal ser o referido, a disponibilidade de ligação por
contatos secos, entrada analógica e saídas por relé, conferem-lhe uma maior diversidade e
possibilidade de funções, permitindo a sua interação com todos os dispositivos ou
equipamentos que disponibilizem essa forma de comunicação. No fundo, este módulo,
funciona como uma expansão localizada da capacidade de monitorização e operação de todo
o sistema, sendo a comunicação para este e a partir deste, efetuada em ULP.

Tabela 5 – Funções Integradas no Módulo I/O [52].

Posição Descrição da Função Pré-Definida

1 Gestão da posição no chassi. Monitoriza a posição do disjuntor no chassi.

Seletor de
Posição:
Funcionamento do disjuntor. Controlo da abertura e do fecho do disjuntor
através de controlo local ou remoto e a ordem de inibição do fecho
2

Bloqueador de 3 Reserva.
Posição:

4 Controlo (deslastre e relastre) de cargas.

5-8 Reserva. Para evolução futura.

Personalizável. Executa as aplicações definidas pelo utilizador com o módulo

9 de aplicação I/O.

80
Na Figura 45 apresenta-se o módulo I/O, enquanto na Figura 46 é ilustrada a sua integração
numa arquitetura de interligação e comunicação da aparelhagem de proteção modular com
o sistema Enerlin’X.

Figura 45 – Módulo I/O[52].

Figura 46 – Incorporação do módulo I/O numa arquitetura de Smart Panel, nomeadamente no

sistema Enerlin’X[52].

81
3.2.4. CONSOLA FDM128

O FDM128 é um ecrã de visualização (local para instalação no quadro elétrico) com

comunicação em rede Ethernet. Este recolhe dados até 8 aparelhos [52, 54]:

 Disjuntores da gama Masterpact ou Compact individualmente através das respetivas

interfaces Ethernet ou gateways;

 Disjuntores modulares, atuadores, contadores e sensores analógicos quando estes

estão agrupados e ligados a uma interface do Acti 9 Smartlink.

O FDM128 gera e apresenta uma página dedicada para cada um, com os estados
monitorizados, os valores e os possíveis controlos. É possível consultar e configurar dados
referentes à monitorização, alarmes, manutenção e controlo[52, 54].

A Figura 47 apresenta o aspeto da consola bem como os seus menús, onde se podem
consultar os vários aspetos relacionados com a aparelhagem a que esta está ligada. A ligação
do ecrã é feita pela rede Ethernet, pelo que uma das possíveis formas de integração no
sistema está apresentada na Figura 46.

Figura 47 – Ecrã de Visualização FDM128 e exemplo de menus e opções disponibilizadas[52, 54].

82
3.2.5. COM'X 200

O data logger Com'X 200 recolhe e guarda dados sobre os consumos (Água, Ar, Gás,
Eletricidade, Vapor (WAGES – Water, Air, Gas, Eletricity and Steam)) e os parâmetros
ambientais como, por exemplo, temperaturas, humidade e níveis de CO2 num edifício[54].
Os dados são transmitidos periodicamente na forma de um relatório a um servidor de base
de dados da Internet.

A seguir seguem as características principais deste equipamento no que diz respeito à

funcionalidade de monitorização de[52, 54]:

 Consumos a partir de medidores de saída por impulso (6 Entradas Digitais);

 Estado dos contatores, relés de impulso, ou contactos de aparelho de medida (6

Entradas Digitais);

 Dados dos aparelhos ligados diretamente em Modbus com a Com’X 200 ou via
gateways (1 porta para ModBus Serial – RS485 ou ModBus TCP/IP – RJ45);

 Dados dos aparelhos ligados Ethernet TCP/IP (2 Portas Ethernet);

 Dados do meio ambiente (sondas de temperatura).

Refira-se que a Com'X 200 pode recolher informação desde 1min até 60min de intervalo e
pode enviar informação para um servidor remoto via Ethernet, WiFi ou GPRS. A sua
alimentação pode ser efetuada de diferentes formas, com vista ao estabelecimento da sua
redundância e de acordo com a seguinte prioridade: alimentação VAC; alimentação VDC;
Power Over the Ethernet (PoE).

A Figura 48 ilustra o aspeto da Com’X 200 e um exemplo da sua integração num sistema de
monitorização energética, mostrando algumas das suas funcionalidades[51, 52, 54].

83
 Figura 48 – Aspeto geral da Com’X200 e exemplo das suas funcionalidades[54].

3.3. VISUALIZAÇÃO, CONFIGURAÇÃO E GESTÃO

A configuração e a verificação são realizadas com ferramentas de software de configuração
(e.g. Acti 9 Smart Test) ou através de páginas web dos aparelhos a partir de qualquer
equipamento (e.g. pc, tablet, etc) que permita a ligação à web[52, 54].

De facto, os aparelhos Enerlin’X têm páginas Web que permitem a fácil configuração do
sistema e proporcionam a deteção e identificação automática da rede Ethernet. No entanto,
a ferramenta de configuração pode ser útil para algumas definições avançadas (regulação da
proteção, relatório de verificação automático, etc).

Na Figura 49 apresenta-se a título de exemplo imagens dos ecrãs de configuração e teste de

dispositivos instalados, sendo que a Figura 50 compreende exemplos de páginas Web
geradas pelos dispositivos com capacidade de ligação Ethernet.

84
 Figura 49 – Exemplo das páginas de configuração e teste de dispositivos[52].

Figura 50 – Exemplo das páginas Web geradas por alguns equipamentos com ligação Ethernet[52].

85
3.4. ARQUITETURAS
Sendo que ao longo deste capítulo se foram apresentando os diversos componentes, o seu
aspeto descritivo, características principais, funcionalidades, comunicação e interação entre
si, a Tabela 6 passa a resumir os componentes, função principal no sistema, comunicação
(de e para) assim como a capacidade de integrar entradas e saídas digitais bem como de
entradas analógicas.

Tabela 6 – Resumo dos componentes e características de comunicação do sistema Enerlin’X [52].

A Figura 51 complementa a Tabela 6 e efetua um resumo do posicionamento de cada

equipamento no conceito de Smart Panel apresentado pela Schneider Electric (nos níveis
“Medir” e “Ligar”) bem como das interações e comunicações entre estes.

86
 Figura 51 – Resumo gráfico do posicionamento e possibilidade de comunicação de cada
equipamento[52].

Como já referido em diversas ocasiões neste documento, atualmente um sistema de

comunicação destes num edifício assenta no uso da rede estruturada – a rede Ethernet – pelo
que os dois exemplos de arquiteturas apresentados assentam neste princípio.

A Figura 52 recorre ao uso dos vários componentes da Tabela 6 (designações dos

componentes correspondentes). A Figura 53 ilustra outra possibilidade, de acordo com
necessidades e opções técnicas diferentes, recorrendo ao uso de switchs Ethernet para
interligação de partes da instalação, à dispensa da Com’X 200 (estando o sistema ligado à

87
rede local o acesso a esses dados está facilitado e portanto pode ser considerada dispensável).
Repare-se no uso típico de vários Smartlinks ModBus (até 8 como já indicado) e um
Smartlink Ethernet que servirá como Mestre ModBus e Gateway Ethernet.

Figura 52 – Arquitetura Exemplo de um sistema de Smart Panels[52].

88
 Figura 53 – Arquitetura alternativa exemplo de um sistema de Smart Panels[52].

Refiram-se também alguns aspetos relacionados com o design de cada quadro elétrico
(Figura 52 por exemplo). Nestes quadros a entrada de energia é realizada por cima, estando
a parte de potência mais superiormente e a de comando mais na parte inferior, com vista a
evitar que o ar quente proveniente da dissipação de calor da aparelhagem e condutores de
potência não tenha influência na componente de comando, sendo o ar quente que daí provém
e sobe, sem significância na componente de potência.

89
4. CASO DE ESTUDO

4.1. INTRODUÇÃO
Para uma correta compreensão dos vários tópicos deste capítulo é imprescindível que o leitor
consulte os ANEXOS, sempre que indicado. Repare-se que os ANEXOS representam peças
desenhadas em folhas de grandes dimensões ou ficheiros com listagens extensas, que sendo
essenciais para o tema tratado, não são possíveis de intercalar com as várias partes escritas
deste capítulo, que assume aparentemente uma menor dimensão devido a esse fator.

O caso de estudo pretende descrever os objetivos, metodologias e resultados relativos aos

projetos de Sistema de Gestão Técnica Centralizada (SGTC) de um edifício comercial, sem
e com integração de Smart Panels. Este último constituirá uma reformulação do projeto
convencional (de acordo com o atual estado da arte apresentado) realizado numa fase
anterior pelo autor do presente documento, mas desenvolvido e descrito aqui em maior
profundidade para o estabelecimento de uma abordagem comparativa completa, bem como
para disponibilizar bases de raciocínio subjacentes à elaboração de um projeto de SGTC,
que não estão normalmente e extensamente presentes na bibliografia.

O edifício comercial referido insere-se num complexo que integra além deste, vários corpos,
nomeadamente, parques de estacionamento em silo, lojas outlet e vias de acesso. Este
edifício, apesar de independente do restante complexo comercial, está perfeitamente
compatibilizado com os corpos estruturais adjacentes, como se pode ver na Figura 54..

O edifício do caso de estudo é constituído por 3 pisos, apresentando uma área de implantação
de cerca de 54600m2. A Figura 55 ilustra de uma forma simplificada (devido a direitos de
autor) a dimensão e delimitação de cada piso bem como a identificação dos principais
espaços do edifício.

90
Figura 54 – Maquete simplificada do edifício de estudo com a área de intervenção a azul [fornecido
pela equipa de arquitetura].

Figura 55 – Dimensão, delineação e identificação dos pisos e espaços principais do edifício

comercial.

De forma a fornecer uma melhor compreensão da constituição de cada piso e espaço, segue
uma descrição por piso, explicitando-se as particularidades respetivas sempre que
necessário:

 Ao nível do Piso-1 (área de implantação de cerca de 29400m2), o edifício é

constituído por um parque de estacionamento que se estende para áreas adjacentes
ao edifício propriamente dito. Este parque é subterrâneo (Figura 55-i)) – debaixo dos
espaços comerciais propriamente ditos – sendo na sua periferia aberto na lateral,

91
 permitindo uma contribuição da iluminação natural bem como uma componente de
ventilação natural nesses espaços. Note-se que na Figura 54 é possível junto ao cais
de carga e descarga visualizar estes espaços abertos entre pilares que suportam os
pisos superiores.

O Piso -1 contempla ainda áreas de estacionamento completamente abertas (Figura

55-h)) como também se visualiza facilmente na Figura 54.

Note-se que este piso não possui uma cota inferior à dos acessos circundantes (i.e.
não é enterrado);

 O Piso 0 tem uma área de implantação similar à do piso 1 – cerca de 12600m2. Este
piso do edifício comercial é constituído por uma área de mercado/exposição ampla
(Figura 55-f)), uma área que compreende uma loja/bar, caixas de pagamento e de
assistência ao cliente (Figura 55-e)), um cais de carga e descarga para receção e envio
de material e equipamento (Figura 55-g)). Incorpora ainda uma zona de duplo pé
direito onde se encontra um Armazém (Figura 55-c)) que integrará solar tubes de
forma a maximizar a componente natural da iluminação, enquanto se pretende o
ajuste dinâmico do fluxo luminoso proveniente de fontes artificiais para cumprir os
níveis de iluminância mínimos exigidos regulamentarmente. A Figura 56 ilustra a
especificidade deste espaço.

Figura 56 – Exemplo de instalação análoga, com armazém de duplo pé direito, solar tubes na
cobertura e regulação de fluxo da iluminação artificial (0% do fluxo nominal na imagem)[58].

92
 O piso 1 (área de implantação de cerca de 12600m2) é constituído pelas zonas de
escritórios (Figura 55-d)) e restauração (Figura 55-b)) bem como por um espaço
comercial amplo de exposição de dimensão semelhante ao do piso 0 (Figura 55-a)).
A Figura 57 visa ilustrar a natureza de cada um dos espaços referidos (pela mesma
ordem indicada), de forma a dar uma melhor ideia da sua função e particularidade.

Refira-se que a zona dos escritórios beneficia significativamente de iluminação

natural, pelo que será previsto um sistema de regulação automático e programável
do fluxo das fontes de iluminação artificiais.

Figura 57 – Ilustração gráfica dos espaços do Piso 1[59].

4.2. PRINCÍPIOS COMUNS DE PROJETO

Os princípios aqui apresentados visam suportar as escolhas realizadas no projeto
convencional bem como no projeto que integra Smart Panels, evitando a repetição de
informação comum à elaboração dos 2 projetos.

Como referido anteriormente, o projeto, nomeadamente o aplicado a este caso prático,

debruça-se sobre a componente das instalações elétricas do SGTC, dado que a nível de outras
instalações, nomeadamente de segurança, hidráulicas e instalações mecânicas, não existem
diferenças relevantes numa arquitetura que integre Smart Panels de uma convencional.

No capítulo das Instalações Elétricas, o SGTC será responsável pela Gestão e Monitorização
da alimentação e distribuição de energia elétrica ao edifício bem como da iluminação
interior/exterior.

4.2.1. ILUMINAÇÃO

 Requisitos do cliente relacionados com o SGTC

93
 o Sistema DALI (Digital Addressable Lighting Interface) ou equivalente para
regulação automática do fluxo das fontes de iluminação artificiais em espaços
que beneficiam fortemente de iluminação natural: Escritórios (Piso 1) e
Armazém (Piso 0 / 1). Comunicação e interação com o SGTC.

o Sistema de controlo por DALI ou por seleção/controlo horário de circuitos

independentes para a iluminação da periferia do parque coberto que recebe luz
solar durante o dia. Comunicação e interação com o SGTC.

o Controlo da Iluminação de circulações, restauração, zonas expositivas de forma

remota, programada e programável através do SGTC

 Opção e Descrição Técnica

o O SGTC comandará de forma quase que integral a iluminação, com base em

horários pré-definidos, por ordem expressa do operador, por associação a um
nível de luminosidade medido em tempo real num determinado ponto ou por
comunicação com os controladores DALI instalados que operam de forma
autónoma, mas que podem ser monitorizados ou configurados pelo SGTC.

o Para a gestão da iluminação das periferias do parque de estacionamento optar-

se-á pelo deslastre de circuitos (previamente e estrategicamente desenhados),
com base em sensores de luminosidade estrategicamente localizados nas
fachadas. O nível de luminosidade exterior será transmitido ao SGTC que atuará
(de forma automática – programada e programável) pelo ligar/desligar de
circuitos através de contactores no quadro elétrico afeto levando a cenários de
0/3, 1/3, 2/3 ou 3/3 de luminárias ligadas nessas zonas.

o A iluminação do parque exterior será feita com base em sensores de

luminosidade colocados nas fachadas e por programação horária, recorrendo-se
ao deslastre e relastre de circuitos para diferentes horários e necessidades.

o A iluminação de várias circulações no interior, como corredores, espaços de

exposição ou restauração, será fortemente baseada em horários pré-definidos
(ajustável ao longo do ano em função da sazonalidade e variação da afluência de
público ou horários de funcionamento), dados os horários de abertura ao público,
bem como os de entrada e saída de funcionários. O deslastre de circuitos dessas

94
 zonas será feito pela ativação das saídas digitais afetas à energização das bobinas
dos contactores.

o A parametrização do comando de desligar geral da iluminação será efetuada por

zonas. Isto é, o operador do sistema poderá definir diferentes horários de desligar
para as diferentes zonas do edifício (atuação de circuitos independentes para
cada zona).

o O sistema possibilitará ao operador a inibição do desligar geral da iluminação

por horário pré-definido, sempre que este o solicite.

o Será ainda possível ao operador requerer um “tempo extra” de iluminação,

sempre que se tenha atingido o horário de desligar.

o Haverá uma comunicação bidirecional do SGTC com o sistema de regulação de

fluxo DALI dos escritórios e armazém. Através do SGTC será possível a
comunicação com os controladores DALI instalados que operam de forma
autónoma as luminárias afetas, mas que podem ser monitorizados ou
configurados pelo SGTC. Isto é, os controladores DALI comunicarão a
informação do estado das luminárias (ligada ou não, percentagem de fluxo atual,
avariada, etc) para o SGTC através de uma ligação direta à rede estruturada, bem
como receberão parâmetros de configuração do SGTC.

o O sistema DALI do armazém e do escritório baseiam-se na interação de 3

equipamentos principais (especificações incorporadas no ANEXO I):

 Router DALI – Router Digidim 910 da HELVAR – possibilita

endereçar individualmente até 128 dispositivos (e até 12800 endereços
em 16000 grupos), possibilitando a comunicação em Protocolos
Standard da Indústria (TCP/IP e DALI). O sistema permite funções de
poupança de energia através de deteção de presença e função de luz
constante, permitindo ainda um funcionamento automático através da
programação e execução de eventos horários e a possibilidade de
integração facilitada com a Gestão Técnica Centralizada (GTC) por
OPC (Object Process Control).

95
  Multisensor – Multisensor DIGIDIM da HELVAR – possui um sensor
de luz constante, um detetor de presença e um recetor de infravermelhos
que permite a utilização conjunta com o telecomando emissor de
infravermelhos DIGIDIM. O detetor de presença permite ao sistema a
possibilidade de deteção de movimento na área circundante e o sensor
de luz constante efetua a medição do nível de luz natural refletida na
área onde está instalado.

 Painel Tátil de controlo e configuração - Touch Panel 924 da HELVAR

– usa ecrã LCD sensível ao toque que pode ser usado para comandar,
programar e monitorizar um sistema de controlo de iluminação de
iluminação da HELVAR. Possui Proteção por palavra de passe evitando
mudanças não autorizadas das configurações, incluindo uma biblioteca
de formatos de botões e imagens de fundoe a possibilidade de
programação e agendamento de temporizações em tempo real.

4.2.2. MONITORIZAÇÃO ENERGÉTICA

 Requisitos do cliente relacionados com o SGTC

o A monitorização energética setorizada assume um importante papel como

referido anteriormente, facto realçado pelos requisitos da certificação
BREEAM (Building Research Establishment Environmental Assessment
Methodology) em curso do presente edifício.

o Os requisitos referidos referem que devem ser instalados contadores de

energia para monitorizar independentemente os consumos de energia
associados às seguintes utilizações:

 Iluminação;

 Outros equipamentos grandes consumidores de energia (ex.: rede de

frio, sistemas de transporte vertical, fornos, etc.);

 Outros equipamentos de menor consumo (ex.: conjuntos de

equipamentos de escritório como computadores, impressoras; etc.);

96
  (Os contadores relacionados com as instalações mecânicas estarão
previstos no seu projeto respetivo).

o Além das utilizações, é referido que devem ser instalados contadores de

energia para monitorizar independentemente os consumos das principais
zonas do edifício:

 Área de Vendas;

 Armazéns;

 Rede de frio comercial;

 Escritórios;

 Zonas de restauração.

o Os contadores devem ser rotulados de forma a indicarem indubitavelmente

qual a utilização/zona que estão a medir e devem estar acessíveis a partir da
GTC para leituras regulares por parte da equipa de operação

 Opção e Descrição Técnica

o Neste projeto são incluídos analisadores de energia nos principais quadros de

distribuição de energia, ou seja, na entrada do Quadro Geral de Baixa Tensão
(QGBT), na alimentação a cada quadro de piso e às Unidades de Alimentação
ininterrupta (UPS).

o São considerados contadores de energia para contabilização das potências e

energias relativas a outros quadros individuais, a equipamentos importantes
(e.g. elevadores ou arcas frigorificas), ou a circuitos agrupados de iluminação
de grandes áreas. Refira-se que no caso das unidades Micrologic do tipo E,
as medidas de energia e Qualidade de Energia Elétrica (QEE) dispensarão a
instalação suplementar no circuito afeto de um dispositivo de medida externo.

o Note o leitor, que sempre que possível, os contadores são agrupados num
único quadro, ou seja, na entrada do quadro realiza-se a
contagem/monitorização totalizadora, e nas saídas para outros quadros, ainda
no mesmo quadro, realiza-se a contagem/monitorização individualizada.
Sendo que na sua grande maioria os aparelhos comunicam em ModBus, uma

97
 única linha de Bus liga os vários equipamentos (por repicagem) num mesmo
local, diminuindo-se assim a cablagem associada na situação de cada
contador individualizador estar na entrada do quadro respetivo. A única
diferença tem a ver como o ponto de monitorização no circuito, sendo a queda
de tensão (que traduz as perdas no transporte da potência do quadro de origem
para o de destino) associada à diferença da localização do equipamento, o
parâmetro relevante que pode sofrer alteração.

o A Tabela 7 identifica e resume os analisadores e contadores a instalar em

cada quadro elétrico bem como o seu objetivo.

Tabela 7 – Equipamentos de Monitorização Energética a instalar nos quadros elétricos.

Localização do
ID Tipo/Objetivo
equipamento de medição
PISO -1
A1 Contagem e Análise de QEE global no Quadro Geral
Entrada do QGBT
de Baixa Tensão

A2 Contagem global da Alimentação ao Quadro da Saída do QGBT para a

Central Térmica (Alim. Normal) QEIMCT1(N)

A3 Contagem e Análise de QEE global no Quadro de

Entrada do QSEG
Segurança

A4 Contagem global da Alimentação ao Quadro de UPS Saída do QGBT para a UPS de

de Alimentações Gerais do Edifício Edifício

A5 Contagem global da Alimentação ao Quadro de UPS Saída do QGBT para a UPS de

de Alimentações do Serviço Informático Informática

A6 Contagem global da Alimentação ao Elevador EL03 Saída do QGBT para o EL03

A7 Contagem global da Alimentação ao Elevador EL04 Saída do QGBT para o EL04

A8 Contagem global da Alimentação ao Elevador EL05 Saída do QGBT para o EL05

A9 Contagem global da Alimentação ao Elevador EL06 Saída do QGBT para o EL06

A10 Contagem global da Alimentação ao Elevador EL07 Saída do QGBT para o EL07

A11 Contagem global da Alimentação ao Elevador EL08 Saída do QGBT para o EL08

A12 Contagem global da Alimentação ao Elevador EL02 Saída do QSEG para o EL02

98
A13 Contagem global da Alimentação ao Elevador EL09 Saída do QSEG para o EL09

Contagem global da Alimentação ao Quadro da

A14 Central de Ventilação Global (Alim. Saída do QGBT para o
Norma/Socorrida) QEIMCVG

A15 Contagem e Análise de QEE global no Quadro de Piso

Entrada do QP-1
-1

A16 Contagem global da Alimentação às Tomadas para Barramento com as saídas

Carros Elétricos pertinentes no Qparque2.

A17 Contagem global da Alimentação ao Totem Saída do QP-1 para o QTotem

A18 Contagem global da Alimentação às bombas de Barramento com as saídas

esgotos pertinentes no Qparque1

A19 Contagem global da Alimentação aos Quadros do piso Barramento com as saídas
-1 do Shopping pertinentes no QP-1
PISO 0
B1 Contagem e Análise de QEE global no Quadro de Piso
Entrada do QP0
0

B2 Contagem global da Alimentação ao Quadro do Cais e

Saída do QP0 para o QCais
Baterias

B3 Contagem global da Alimentação ao Quadro Saída do QP0 para o

Checkout QCheckout

B4 Contagem global da Alimentação ao Quadro da

Saída do QP0 para o Qbar/Loja
Loja/Bar

B5 Contagem global da Alimentação ao Quadro de

Saída do QP0 para o QMerc
Mercado

B6 Contagem global da Alimentação ao Quadro Saída do QP0 para o

Armazém (≈ consumo de iluminação) QArmazém

B7 Contagem global da Alimentação às Escadas Rolantes Saída do QP0 para o ER01

B8 Contagem global da Alimentação às Escadas Rolantes Saída do QP0 para o ER02

B9 Contagem global da Alimentação das Câmaras e Barramento no Qbar/Loja com

Equipamentos de Frio as saídas pertinentes

B10 Saída do QMerc para a Canalis

Contagem global da Iluminação do Mercado
160A

B11 Contagem global da Alimentação às Escadas Rolantes Saída do QP0 para o ER01
do Shopping Shopping

B12 Contagem global da Alimentação às Escadas Rolantes Saída do QP0 para o ER02
do Shopping Shopping

99
B13 Contagem global da Alimentação ao Quadro do Piso 0
Saída do QP0 para o QP0.6
do Shopping
PISO 1
Contagem e Análise de QEE global no Quadro de Piso
C1 Entrada do QP1
1
Contagem global da Alimentação ao Quadro de
C2 Saída do QP1 para o QExp
Exposição
Contagem global da Alimentação da Iluminação do Barramento no QOffice com as
C3
Escritório saídas pertinentes
Saída do QExp para a Canalis
C4 Contagem global da Iluminação da exposição
160A
Contagem global da Alimentação ao Quadro de
C5 Saída do QP1 para o QRest
Restaurante
Contagem global da Alimentação ao Quadro de
C6 Saída do QP1 para o QCant
Cantina
Contagem global da Alimentação ao Quadro de
C7 Saída do QP1 para o QCoz
Cozinha
Contagem global da Alimentação da Iluminação do Barramento no QRest com as
C8
Restaurante saídas pertinentes
Contagem global da Alimentação das Câmaras e Barramento no QCoz com as
C9
Equipamentos de Frio saídas pertinentes
Contagem global da Alimentação ao Quadro do Piso 1
C10 Saída do QP1 para o QP1.8
do Shopping

4.2.3. MONITORIZAÇÃO E GESTÃO DA ALIMENTAÇÃO E DISTRIBUIÇÃO DE

ENERGIA

 Requisitos do cliente relacionados com o SGTC

o Monitorização de toda a aparelhagem responsável pela proteção contra

sobreintensidades de alimentadores de quadros elétricos no QGBT e quadros
de piso.

o Monitorização da aparelhagem de proteção contra contatos indiretos afeta a

circuitos e dispositivos de iluminação, tomadas e equipamentos específicos
importantes, nomeadamente os que terão uma maior probabilidade de disparo
devido a correntes de fugas e harmónicos.

100
 o Em caso de falha de energia da rede, por forma a evitar uma sobrecarga do
grupo de socorro, deverá ser garantido o deslastre de equipamentos/quadros
relacionados que não sejam essenciais para o funcionamento da instalação
dentro de parâmetros de conforto que permitem que a normal atividade
comercial seja garantida.

 Opção e Descrição Técnica

o A monitorização da alimentação e distribuição de energia elétrica cobrirá

pelo menos o estado (ligado/desligado) das proteções dos principais
alimentadores do QGBT, dos Quadros de piso e de outros relevantes
(equipamentos com potências superiores a 20kW e que assumem importância
na fiabilidade do funcionamento normal da instalação).

Seguir-se-á uma lógica de monitorização apenas do indicador

ligado/desligado (contacto auxiliar tipo OF) na generalidade das proteções (à
exceção da distribuição de energia principal). A justificação é a seguinte: se
o disjuntor está continuamente ligado na ausência de uma sobreintensidade,
sendo a equipa de manutenção (que monitoriza o aparelho) a única a ter a
hipótese de mudar localmente o seu estado para desligado além do disparo,
em condições normais, se o disjuntor disparar, a alteração de “estado” para
desligado (“Off”) sinalizará também o disparo (“trip”). Assim, reduz-se o
número de pontos nos quadros elétricos a monitorizar para cerca de metade,
tornando a instalação mais fácil e simples de realizar (instalação) e explorar
(manutenção), menor espaço consumido nos e pelos quadros elétricos, com
níveis de informação para a gestão da instalação similares.

Contudo, no caso de disjuntores das alimentações entre quadros optar-se-á

aqui por também monitorizado o disparo (“trip”), já que se pretende aqui
diferenciar e recolher de estatisticamente de uma forma exata, a alteração de
ligado para desligado, de acordo com o disparo ou não da proteção.

Optar-se-á por monitorizar o estado (ligado/desligado) dos dispositivos

diferenciais nos diversos quadros (mesma lógica apresentada quanto à
monitorização apenas deste indicador), já que estes de uma forma geral, serão
importantes para assegurar uma continuidade de funcionamento da

101
 instalação, bem como para auxiliar na monitorização da instalação, obtenção
de dados e manutenção.

Assim, serão monitorizados todos os dispositivos/aparelhagem/

equipamentos relevantes para a continuidade de funcionamento da instalação
através de uma gestão local e remota facilitada pela centralização de um
grande conjunto de informação recolhida, para planeamento e/ou execução
de ações.

o Também no que diz respeito à integração (monitorização) de equipamentos

específicos das instalações elétricas, apresentam-se de seguida as
características principais e de comunicação (as folhas de especificações
integram o ANEXO I), que como veremos, seguirão uma abordagem de
integração (monitorização) similar nos 2 projetos realizados. De um modo
geral, os alarmes serão integrados por meio dos contactos secos
disponibilizados, sendo as restantes informações pertinentes comunicadas
por comunicação série:

 Grupos Geradores: As alimentações de Socorro e de

Emergência/Segurança do edifício, serão asseguradas por fontes de
produção interna, a partir de grupos geradores independentes, que
entrarão em serviço automático, após a falha da rede de alimentação
normal ou, eventualmente, após falha parcial originada por disparo do
sistema de proteções. Como referência de qualidade tem-se a marca
SDMO, modelo X880 para o Grupo Gerador de Socorro de 800kVA
(potência em regime contínuo, FP=0,8, 50 Hz às 1.500 rpm) e a marca
SDMO, modelo V440C2 para o Grupo Gerador de Emergência de
400kVA (potência em regime contínuo, FP=0,8, 50 Hz às 1.500 rpm).

Em termos de comunicação destes sistemas, o quadro de comando

TELYS II, disponibiliza um conjunto de informações no ecrã, como a
indicação de valores e parâmetros mecânicos e elétricos, estatísticas
relacionadas com o funcionamento do grupo, modos de
funcionamento (e.g. manual ou automático) bem como a
disponibilização através de contactos livres de potencial de alarmes e

102
 avarias (e.g. disparo das proteções, nível baixo nas baterias, nível
baixo do depósito de combustível, sobrevelocidade, etc). O sistema
TELYS II possibilita ainda a ligação por RS-485 a um qualquer
computador, autómato ou equipamento equipado com o mesmo tipo
de porta, para transmissão das várias mensagens, dados e alarmes.

 UPS: A presente especificação diz respeito aos sistemas de

alimentação ininterrupta (UPS), tipo torre, de serviço contínuo para
50Hz, 400/230 V, trifásicos, a quatro fios, com a Tecnologia de Dupla
Conversão ”True On-Line”, também chamado de funcionamento
contínuo com Bypass ou VFI (Frequência e tensão de saída
independentes da entrada), complementado com baterias seladas
livres de manutenção para uma autonomia de 30 minutos.

Existirão 2 destes sistemas, um dedicado ao data center e sistemas de

comunicação (40kVA) e um outro, que será responsável pelas
restantes alimentações UPS no edifício (80kVA). Como base de
qualidade, apresenta-se a marca SENSYS/GE Digital Energy, modelo
SG 80 (80 kVA-72 kW) e a marca SENSYS/GE-IMV, modelo
SITEPRO 40 (40 kVA-40 kW).

Cada um destes sistemas além da incorporação de um painel frontal

onde se inclui um monitor LCD com vários níveis de informação,
disponibiliza uma porta RS-232, uma RS-485 para comunicação série
e um conjunto de contactos livres de potencial para sinalização remota
no que diz respeito a avarias, estado e modo de funcionamento e
outros alertas.

 Bateria de Condensadores: Será instalada uma bateria de

condensadores automática com a potência reativa capacitiva de
500kVAr/400kVA, junto ao QGBT. Como referência de qualidade
tem-se a Bateria de Condensadores: Varset Harmony
(2x50+4x100)kVAr (bateria automática com reactância
dessintonizada para ambientes poluídos – com elevado conteúdo
harmónico 25% - 50%).

103
 Em termos de integração com o SGTC prevê-se a monitorização
do seu relé varimétrico através do dispositivo Varlogic NR6
(encastrado em calha DIN) que mede permanentemente a potência
reativa da instalação, controla a ligação e a interrupção de até 6
escalões dos condensadores para obter o fator de potência
requerido. Este equipamento tem ecrã LCD com 4 dígitos e LED
de 7 segmentos, disponibilizando além de contactos livres de
potencial, a opção de comunicação série RS-485.

o No que diz respeito ao papel de deslastre do SGTC no caso de falha da rede,

as cargas do barramento normal do QGBT são automaticamente deslastradas
aquando da falha de energia da rede elétrica, não sendo necessária a ação do
SGTC. Nesta metodologia será incluído o quadro da central térmica
(responsável por mais de 600kVA), que será assim deslastrado de forma
automática no caso da falha do regime de alimentação normal

Nos restantes quadros é efetuado um deslastre (flexível e por programação)

localizado através de contactores ou disjuntores motorizados (controlados
pelo SGTC) afetos a circuitos de equipamentos, conjunto agrupado de
circuitos ou circuito de alimentação a um quadro elétrico.

Aqui como referido, de forma a flexibilizar as cargas deslastradas em cada

momento em função da capacidade e regime de carga do gerador, é permitido
o relastre programado ou manual de cargas específicas de modo a ir de
encontro às necessidades em cada momento. Note-se que o projeto relativo
às instalações elétricas, nomeadamente ao desenho dos quadros elétricos está
relacionado com os objetivos e as possibilidades do SGTC a implementar.

Em caso de falha de energia da rede, por forma a evitar uma sobrecarga do

grupo de socorro, serão então tomadas as seguintes ações de deslastre, por
ordem prioritária (o relastre de cargas manual/remoto ou programado (e
programável-passível de alterar durante a exploração do edifício) seguirá por
princípio, a ordem inversa):

1. Deslastre dos compactadores de lixo;

2. Deslastre dos carregadores de baterias;

104
3. Deslastre dos quadros de bombagem, caso não haja uma situação de
nível elevado;

4. Deslastre de parte da iluminação comercial de zonas de exposição e

armazém;

5. Deslastre da central de ventilação;

6. Deslastre de equipamentos de transporte vertical selecionados;

7. Deslastre dos compressores das câmaras frigoríficas, caso não haja

uma situação de temperatura elevada;

8. Deslastre de outros grupos de equipamentos de potência considerável

considerados não prioritários como fornos e equipamentos da cozinha.

105
4.3. PROJETO DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA CONVENCIONAL
O SGTC deve ser baseado numa arquitetura de protocolo aberto, bem como garantir a
integração, comunicação e operação total entre todos os controladores (locais, de zona,
estação e de equipamento) e entre estes e equipamentos periféricos.

O projeto desenvolvido baseia-se no sistema SmartStruxure-StruxureWare da Schneider

Electric que recorre inteiramente aos conceitos já apresentados em capítulos anteriores,
nomeadamente à arquitetura distribuída baseada em Automation Servers (as especificações
dos principais componentes e do sistema em si encontram-se no ANEXO II).

No topo do sistema SmartStruxure Building Operation está o Enterprise Server (posto de

supervisão e comando), que é o ponto central a partir do qual os utilizadores podem
configurar, controlar e monitorizar todo o sistema (ver novamente a Figura 38). Sendo um
dos pilares do SmartStruxure, o suporte para padrões abertos. O Enterprise Server pode
nativamente comunicar com três dos padrões mais populares para edifícios: BACnet,
LonWorks e Modbus:

 O Enterprise Server comunica directamente com redes BACnet/IP. Em

conformidade com a norma ASHRAE 135-2004[60], o Enterprise Server reconhece
os controladores de perfil BACnet. Este recurso permite o acesso a toda a gama de
dispositivos BACnet da Schneider Electric e de outros fornecedores.

 O Enterprise Server tem capacidade e funciona com uma variedade de adaptadores

LonTalk para comunicar com redes LonWorks TP/FT-10. Esta funcionalidade
LonWorks integrada permite o acesso a dispositivos LonWorks da Schneider Electric
e de outros fornecedores.

 O Enterprise Server integra nativamente Modbus RS-485 nas configurações mestre

e escravo, assim como TCP cliente e servidor. Isto permite o acesso completo para a
gama de produtos Schneider Electric, para comunicar sobre o protocolo Modbus, tais
como medidores de energia, UPS, disjuntores, e controladores de iluminação.

 O Enterprise Server comunica também usando padrões de rede, tais como Hypertext
Transfer Protocol (HTTP), facilitando a instalação, a gestão e uma comunicação
segura e padrão.

106
O Enterprise Server pode correr múltiplos programas usando uma variedade de protocolos.
Alarmes de vários dispositivos em toda instalação, incluindo Automation Servers, são
recolhidos pelo Enterprise Server para o registo centralizado, visualização e gestão. Os
utilizadores também podem visualizar os registos de eventos e de tendência a partir de vários
servidores. O Enterprise Server hospeda as bases de dados de históricos e de configurações,
que por sua vez armazenam informações também dados atuais, incluindo tendências,
alarmes, atividade do utilizador e informações de propriedade.

Se até aqui foi usado o termo Automation Server para designar as unidades principais de
comunicação, processamento e controlo distribuído, numa ótica de projeto comum, é
frequente encontrar o termo Quadro de Gestão Técnica (QGT). De facto, o termo QGT
designa o invólucro e todos os componentes no seu interior, que fazem parte da
comunicação, expansão de capacidades, processamento e alimentação. Um Automation
Server ficará alojado e será o equipamento principal de um Quadro de Gestão Técnica
(QGT), que incluirá outros dispositivos, equipamentos e acessórios ao próprio Automation
Server.

O Automation Server será então o coração do sistema que executa funções chave, como a
lógica de controlo, registos e tendências e supervisão de alarmes. Como já referido, um
Automation Server pode funcionar como um servidor autónomo e controlar módulos de
entradas/saídas e monitorizar e gerir dispositivos de campo. Numa pequena instalação, o
Automation Server atua como um servidor stand-alone associado aos seus módulos de
entradas / saídas num determinado painel. Em instalações de maiores dimensões, as
funcionalidades são distribuídas por vários Automation Server que se interligam através de
TCP/IP – o processamento distribuído potencia a inexistência de falhas de sistema e
proporciona um interface de utilizador através de licenças locais de software e locais ou
remotas através de web browsers.

Os Automation Servers definidos permitem a comunicação com uma ampla variedade de

protocolos, dispositivos e servidores:

 Os Automation Servers permitem a comunicação direta (i.e. incorporam as diversas

Gateways necessárias) com redes BACnet/IP, BACnet MS/TP, FTT-10 para redes
LonWorks e Modbus RS-485 nas configurações mestre e escravo.

107
  O Automation Server e sua família de módulos de entradas e saídas foi projetado para
atender as necessidades específicas de cada instalação. Relembra-se que dependendo
da sua configuração, cada Automation Server pode controlar até 464 pontos de
I/O[44].

 O Automation Server tem uma porta 10/100 Ethernet, duas portas RS-485, e uma
porta de ligações I/O, além das duas portas USB[44] o que permite a atualização e
interação com o Automation Server usando o Gestor de dispositivos.

 O utilizador pode entrar diretamente num computador de supervisão para

programação, colocação em serviço, supervisão ou monitorização do Automation
Server, bem como os seus módulos de entradas / saídas e outros dispositivos de
campo. Os utilizadores também podem fazer backup manualmente ou restaurar o
Automation Server para um local de armazenamento num PC ou rede - Os
Automation Servers terão uma capacidade disponível de 4 GB de memória (aplicação
e armazenamento de dados – backup)[44].

Um QGT integra também um conjunto (i.e. pelo menos uma) de fontes de alimentação que
por sua vez fornece na sua saída uma tensão constante e estável de 24 VDC. Na entrada
destas estará, de uma forma geral, uma alimentação a 230 VAC proveniente de uma rede
socorrida ininterruptamente. Neste caso prático, os QGT serão alimentados na sua
generalidade da rede UPS do edifício, estando ainda previstas UPS locais em casos
específicos, onde a distância a estes quadros não seja justificada do ponto de vista técnico-
económico.

As fontes de alimentação alimentam os Automation Servers e os todos os modelos de

módulos de entradas/saídas. Este sistema modular gera a alimentação e as condições de
comunicação no bus comum que interliga os diversos módulos.

A ligação dos vários módulos I/O de um Automation Server no interior de um QGT faz-se
por ligação lateral entre eles quando encaixados devidamente na calha DIN. Refira-se ainda
que um QGT deverá ter um espaço mínimo de reserva de pelo menos 20%, para futuras
ampliações, pelo que isso deve ser tido em conta no projeto.

Para a definição da arquitetura, do número de pontos a integrar em cada QGT e no SGTC, e

definição da quantidade de QGTs, elabora-se uma Lista de Pontos, onde são resumidas e

108
estruturadas as necessidades e forma de comunicação com os dispositivos e equipamentos
pertinentes das instalações elétricas.

A definição do número e da localização dos Quadros de Gestão Técnica relaciona-se com a

quantidade e a localização dos pontos a integrar no SGTC e portanto com a referida Lista de
Pontos. Pretende-se por um lado uma localização tal que permita uma distância reduzida aos
pontos a monitorizar/controlar, mas uma quantidade suficiente de pontos que justifique a
contemplação de um QGT nas imediações ou destinado exclusivamente ou em grande parte
a esse conjunto de pontos.

Para o desenvolvimento da Lista de Pontos referida é necessária a localização e

caracterização dos mesmos. Note-se que a generalidade dos pontos a integrar no SGTC,
estarão concentrados nas principais áreas técnicas destinadas para instalações técnicas das
instalações elétricas, que por sua vez encontram-se em nichos especificamente desenhados
para o efeito. A Figura 58 ilustra de uma forma indicativa o posicionamento das várias áreas
técnicas (localização dos pontos principais das instalações elétricas).

Figura 58 – Localização (azul) indicativa e identificativa das áreas técnicas nos diferentes pisos, com
escala de referência na ilustração do piso 1 para compreensão das distâncias envolvidas.

109
De seguida apresenta-se a listagem dos equipamentos e sistemas presentes nas várias áreas
técnicas, bem como as possibilidades de comunicação destes para integração
(monitorização/controlo/gestão) no SGTC:

Piso-1

Zona Técnica -1.1

 Posto de Transformação e Seccionamento constituído pelas celas de média tensão do

fornecedor de energia elétrica e do cliente e por 2 transformadores secos de
1000kVA;

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativo à

contagem e tarifas de energia em média tensão.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado e disparo da aparelhagem das celas de Média Tensão.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativo aos

alarmes e pré-alarmes de temperatura dos transformadores.

 Quadro Geral de Baixa Tensão;

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado e disparo da aparelhagem de Baixa Tensão.

o Saídas a relé ou por telecomando (saídas digitais para o SGTC) no caso de

dispositivos motorizados.

o Dispositivos de Contagem e Análise de Energia Elétrica (recolha dos dados

e comunicação destes em ModBus para o SGTC).

 Bateria de Condensadores automática para ambientes poluídos de 500kVA;

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos à

monitorização do relé varimétrico.

 Quadro de Transferências de Carga 1 (QTC1) – Normal/Socorro;

110
 o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às
indicações de estado e disparo da aparelhagem de Baixa Tensão.

o Saídas a relé ou por telecomando (saídas digitais para o SGTC) no caso de

dispositivos motorizados.

 Quadro de Transferências de Carga SEG (QTCSEG)– Socorro/Segurança;

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado e disparo da aparelhagem de Baixa Tensão.

 Quadro de Segurança (QSEG) – Segurança;

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado e disparo da aparelhagem de Baixa Tensão.

o Dispositivos de Contagem e Análise de Energia Elétrica (recolha dos dados

e comunicação destes em ModBus para o SGTC).

 Transformador de Isolamento e Sistema de Controlo Permanente de Isolamento.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativo aos

alarmes e pré-alarmes de temperatura do transformador.

o Comunicação das informações em tempo real, alarmes e avarias em ModBus

para o SGTC do sistema de controlo permanente de isolamento.

Zona Técnica -1.2

 Gerador de Socorro Canopiado de 800kVA (Potência em Stand-By);

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado e disparo da aparelhagem de Baixa Tensão no Quadro
do Grupo.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações e sinalizações de níveis do tanque de combustível, de avaria, de
tensão baixa nas baterias, estado de funcionamento, entre outras.

111
 o Possibilidade de comunicação da informação por protocolo, nomeadamente
ModBus.

 Gerador de Emergência Canopiado de 400kVA (Potência em Stand-By);

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado e disparo da aparelhagem de Baixa Tensão no Quadro
do Grupo.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações e sinalizações de níveis do tanque de combustível, de avaria, de
tensão baixa nas baterias, estado de funcionamento, entre outras.

o Possibilidade de comunicação da informação por protocolo, nomeadamente

ModBus.

Zona Técnica -1.3

 Quadro do Piso -1; Quadro do Parque de Estacionamento 2; QApoio -1; QU-1.1.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado (generalidade) e disparo (apenas nos dispositivos de
proteção contra sobreintensidades para alimentação a outros quadros no
quadro de piso) da aparelhagem de Baixa Tensão.

o Saídas a relé (saídas digitais para o SGTC) para comando de contactores

(iluminação, deslastre de circuitos e de sub-barramentos).

o Dispositivos de Contagem e Análise de Energia Elétrica (recolha dos dados

e comunicação destes em ModBus para o SGTC).

Zona Técnica -1.4

 Quadro do Parque de Estacionamento 1.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado da aparelhagem de Baixa Tensão.

112
 o Saídas a relé (saídas digitais para o SGTC) para comando de contactores
(iluminação, deslastre de circuitos e de sub-barramentos).

o Dispositivos de Contagem de Energia Elétrica (recolha dos dados e

comunicação destes em ModBus para o SGTC).

Zona Técnica -1.5

 Quadro do Parque de Estacionamento 3.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado da aparelhagem de Baixa Tensão.

o Saídas a relé (saídas digitais para o SGTC) para comando de contactores

(iluminação, deslastre de circuitos e de sub-barramentos).

o Dispositivos de Contagem de Energia Elétrica (recolha dos dados e

comunicação destes em ModBus para o SGTC).

Piso 0

Zona Técnica 0.1

 Quadro do Piso 0; Quadro da Exposição 1; Quadro do Armazém; Quadro do Cais;

Quadro do Carregamento ode Baterias; Quadro UPS 0.3; Controlador Router DALI.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado (generalidade) e disparo (apenas nos dispositivos de
proteção contra sobreintensidades para alimentação a outros quadros no
quadro de piso) da aparelhagem de Baixa Tensão.

o Saídas a relé (saídas digitais para o SGTC) para comando de contactores

(iluminação, deslastre de circuitos e de sub-barramentos).

o Comunicação do SGTC com o Router DALI diretamente pela rede

estruturada (Ethernet I/O).

o Dispositivos de Contagem e Análise de Energia Elétrica (recolha dos dados

e comunicação destes em ModBus para o SGTC).

113
Zona Técnica 0.2

 Quadro de Checkout; Quadro Bar e Loja; Quadro Apoio 0; Quadro UPS 0.2;

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado da aparelhagem de Baixa Tensão.

o Saídas a relé (saídas digitais para o SGTC) para comando de contactores

(iluminação, deslastre de circuitos e de sub-barramentos).

o Dispositivos de Contagem de Energia Elétrica (recolha dos dados e

comunicação destes em ModBus para o SGTC).

Zona Técnica 0.3

 Quadro da Área de Assistência ao Cliente; Quadro UPS 0.1.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado da aparelhagem de Baixa Tensão.

o Saídas a relé (saídas digitais para o SGTC) para comando de contactores

(iluminação, deslastre de circuitos e de sub-barramentos).

Piso 1

Zona Técnica 1.1

 Sala de Bastidores; Duas UPS online de dupla tecnologia, tipo torre, de 80kVA
(Geral Edifício) e 40kVA (Servidos Informáticos/Servidor – Datacenter) com 30
minutos de autonomia respetivamente;

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações e sinalizações do modo de funcionamento, de avaria, de tensão
baixa nas baterias, entre outras.

o Possibilidade de comunicação da informação por protocolo, nomeadamente

ModBus.

 Quadro UPS do Servidor; Quadro Geral UPS.

114
 o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às
indicações de estado (generalidade) e disparo (apenas nos dispositivos de
proteção contra sobreintensidades para alimentação a outros quadros a partir
do quadro geral UPS) da aparelhagem de Baixa Tensão.

Zona Técnica 1.2

 Quadro do Piso 1; Quadro da Exposição 2 ou Mercado; Quadro UPS 1.2. Quadro

Apoio 1.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado (generalidade) e disparo (apenas nos dispositivos de
proteção contra sobreintensidades para alimentação a outros quadros no
quadro de piso) da aparelhagem de Baixa Tensão.

o Saídas a relé (saídas digitais para o SGTC) para comando de contactores

(iluminação, deslastre de circuitos e de sub-barramentos).

o Dispositivos de Contagem de Energia Elétrica (recolha dos dados e

comunicação destes em ModBus para o SGTC).

Zona Técnica 1.3

 Quadro dos Escritórios; Quadro UPS 1.3; Quadro do Balneário; Controlador Router
DALI.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado (generalidade) e disparo (apenas nos dispositivos de
proteção contra sobreintensidades para alimentação a outros quadros no
quadro de piso) da aparelhagem de Baixa Tensão.

o Saídas a relé (saídas digitais para o SGTC) para comando de contactores

(iluminação, deslastre de circuitos e de sub-barramentos).

o Comunicação do SGTC com o Router DALI diretamente pela rede

estruturada (Ethernet I/O).

115
 o Dispositivos de Contagem de Energia Elétrica (recolha dos dados e
comunicação destes em ModBus para o SGTC).

Zona Técnica 1.4

 Quadro da Sala do Segurança;

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado da aparelhagem de Baixa Tensão.

Zona Técnica 1.5

 Quadro do Restaurante; Quadro da Cantina; Quadro UPS 1.1.

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado da aparelhagem de Baixa Tensão.

o Saídas a relé (saídas digitais para o SGTC) para comando de contactores

(iluminação, deslastre de circuitos e de sub-barramentos).

o Dispositivos de Contagem de Energia Elétrica (recolha dos dados e

comunicação destes em ModBus para o SGTC).

Zona Técnica 1.6

 Quadro da Cozinha;

o Contactos livres de potencial (entradas digitais para o SGTC) relativos às

indicações de estado da aparelhagem de Baixa Tensão.

o Saídas (digitais para o SGTC) a relé para comando de contactores

(iluminação, deslastre de circuitos e de sub-barramentos).ou por telecomando
no caso de dispositivos motorizados (deslastre de fornos de elevada
potência).

116
Aos pontos localizados nas áreas técnicas apresentadas acrescentam-se os relacionados com
os sistemas de transporte vertical de bens e pessoas (elevadores e escadas rolantes), bem
como dispositivos de campo pontuais (sondas e sensores).

A Figura 59 constitui um extrato da Lista de Pontos elaborada, elemento principal de um

projeto de SGTC e que se apresenta de forma completa no ANEXO III deste trabalho. Esta
Figura demonstra a afetação de um QGT (QGT-1.2) a pontos localizados fora das áreas
técnicas e pertencentes a outro tipo de instalações como é o caso das instalações de transporte
vertical (que normalmente são integrados no âmbito das instalações elétricas gerais).

Figura 59 – Extrato da Lista de Pontos elaborada com destaque (vermelho) para pontos de
dispositivos e equipamentos localizados fora das áreas técnicas apresentadas e que ficarão afetos ao
QGT-1.2.

Repare-se que a elaboração da Lista de Pontos é um processo iterativo:

 A Figura 60 ilustra, em forma de exemplo, a incorporação das indicações nos quadros

elétricos dos contactos de estado, disparo ou da saída a relé da aparelhagem dos
quadros elétricos, constituindo também uma boa e importante prática de projeto. De

117
 facto, este constitui o primeiro passo para a identificação dos pontos a integrar,
facilitando a elaboração da Lista de Pontos apresentada mais à frente.

Figura 60 – Exemplo da incorporação no desenho de um esquema unifilar de um quadro

elétrico dos pontos a integrar num Sistema de Gestão Técnica Centralizada.

 Procede-se à listagem de todos os pontos, caracterização e quantificação individual.

 A seguir agrupam-se os pontos com base na sua localização física em planta (os que
estiverem num mesmo compartimento ou próximos serão afetos a um mesmo QGT).

 De acordo com a percentagem relativa dos pontos totais por piso procede-se à
consideração provisória de um QGT no local onde se verifica a maior quantidade de
pontos.

118
 De acordo com o número total de pontos agrupados em cada localização, e se estas
estiverem distantes poder-se-á considerar um novo QGT para um 2º local. De acordo
com a experiência do projetista, e para distâncias elevadas como é este caso prático
(+-100m), um grupo localizado com mais de 80 pontos, justificará na maioria dos
casos um QGT próximo, quer do ponto de vista económico (infraestrutura de
cablagem e distribuição adicional, tempo de instalação e mão de obra) e técnico
(facilidade de instalação, expansão futura e manutenção).

 Tomando como exemplo o piso 0 considerou-se justificável a existência de 2 QGTs:

o Um localizado na Zona Técnica 0.1 (designado por QGT 0.2) que

compreende: Quadro do Piso 0; Quadro da Exposição 1; Quadro do
Armazém; Quadro do Cais; Quadro do Carregamento ode Baterias; Quadro
UPS 0.3; Controlador Router DALI.

 Totalidade de Pontos nessa área:

ED SD EA SA BUS

69 32 0 0 1

o Um 2º QGT (designado por QGT 0.2) localizado na Zona Técnica 0.2 que
compreende: Quadro de Checkout; Quadro Bar e Loja; Quadro Apoio 0;
Quadro UPS 0.2.

 Totalidade de Pontos nessa área:

ED SD EA SA BUS

65 32 0 0 1

o Pontos remanescentes localizados no piso 0:

 Escadas Rolantes (30m do QGT0.2 e a 110 do QGT0.1):

ED SD EA SA BUS

10 2 0 0 0

119
  Zona Técnica 0.3 (70m do QGT0.2 e 170m do QGT0.1): Quadro da Área
de Assistência ao Cliente; Quadro UPS 0.1.

ED SD EA SA BUS

27 8 0 0 0

o Dado o relativamente reduzido número de pontos e a distância não muito

elevada do QGT0.2, estes pontos são integrados na área de influência do
QGT0.2.

Com base nas considerações tidas com a quantidade e a localização dos pontos a integrar no
SGTC, e o processo iterativo subjacente à elaboração à Lista de Pontos, a localização dos
QGTs será a apresentada na Tabela 8, perfazendo um total de 6 QGTs afetos às instalações
elétricas.

Tabela 8 – Identificação e Localização dos QGTs afetos às instalações elétricas.

Total de Pontos
Designação do QGT Localização Prevista (Indiferenciado -
Parâmetro indicativo)

QGT-1.1 Zona Técnica -1.1 137

QGT-1.2 Zona Técnica -1.3 289

QGT 0.1 Zona Técnica 0.1 118

QGT 0.2 Zona Técnica 0.2 133

QGT1.1 Zona Técnica 1.2 160

QGT1.2 Zona Técnica 1.5 169

A partir das várias considerações e justificações apresentadas, temos que a arquitetura do

sistema global será do tipo distribuído com múltiplos QGTs, sendo a comunicação e gestão
suportada pela rede de telecomunicações estruturada do edifício. Como já apresentado,
consideram-se nesta arquitetura dois níveis de comunicação que se constituem por:

120
 TCP/IP

o A camada TCP/IP liga todas as instalações numa única Rede Alargada

(WAN) isolada pelo firewall da instalação. Será a base para a comunicação
por ModBus TCP/IP, Ethernet I/O (i.e. os dispositivos com Ethernet I/O
oferecem entradas, saídas que comunicam por uma porta Ethernet numa rede
IP), ligação a web services e outras funcionalidades do servidor para
atividades de gestão e configuração.

 Nível de Bus de Campo para controladores

o Controladores Modbus: O sistema deverá ser composto por um bus de campo

ou mais de Modbus RTU (RS-485) geridos pelo controlador com função de
servidor (Automation Server). A camada de bus de campo deverá ser
composta por um máximo de 62 controladores para funcionamento do
equipamento de medição da potência e de iluminação. No caso do Modbus
TCP, a camada de bus de campo deverá ser composta por um máximo de 100
controladores para funcionamento do equipamento de medição da potência e
de iluminação.

o Controladores LonWorks não serão necessários para o caso das instalações

elétricas, apesar de o Automation Server ser também nativo no que diz
respeito a este protocolo e estes estarem ligados a controladores multi-
protocolo das instalações mecânicas. No caso de existir uma futura
necessidade destes controladores, o sistema deverá ser composto por um bus
de campo ou mais do tipo LonWorks FTT-10A geridos pelo controlador com
função de servidor (Automation Server). A velocidade mínima deverá ser
76,8 kbps. A camada de bus de campo deverá ser composta por um máximo
de 64 controladores Lonworks com uma comunicação ponto a ponto e
condicionada por eventos para funcionamento do equipamento de AVAC e
de iluminação. Serão aceites até 30 controladores TAC Xenta adicionais. O
cabo seria o Belden 8471.

o Controladores BACnet não serão necessários para o caso das instalações

elétricas, apesar de o Automation Server ser também nativo no que diz
respeito a este protocolo e estes estarem ligados a controladores multi-

121
 protocolo das instalações mecânicas. No caso de existir uma futura
necessidade destes controladores, o sistema deverá ser composto por um bus
de campo ou mais do tipo BACnet MS/TP geridos pelo controlador com
função de servidor (Automation Server). A velocidade mínima deverá ser
76,8 kbps. A camada de bus de campo será composta por um bus de passagem
de RS485 que suporta até 50 controladores para funcionamento do
equipamento de AVAC e de iluminação. O cabo seria o LiYCY 2x1mm2.

O ANEXO IV inclui o diagrama da arquitetura de SGTC desenvolvido pelo autor deste

trabalho para o caso específico. Repare o leitor na interligação dos QGTs e nas formas de
comunicação com os diversos pontos afetos. Tanto a consulta deste desenho como da Lista
de Pontos deve ser feita de forma atenta por parte do leitor para uma compreensão facilitada
da articulação das diferentes peças de um projeto de SGTC do ponto de vista do engenheiro
eletrotécnico projetista.

Refira-se que para o dimensionamento e medição das cablagens associadas a cada

canalização de comando e monitorização de estados a partir dos módulos I/O do Automation
Server, observaram-se os seguintes critérios:

 Consideração das Entradas Digitais (ED) da Aparelhagem de forma individual ou de

um conjunto, quando estas se encontram num mesmo Quadro Elétrico;

 Recurso a cabos do tipo Ölflex Classic 110 (numerados para uma maior facilidade
de identificação dos terminais de ligação) de secção 0,75mm2 para as entradas e com
número de condutores igual à soma das entradas digitais, a que se adiciona 1 unidade
para o comum da canalização a 24V;

 Consideração das Saídas Digitais (SD) da Aparelhagem de forma individual ou de

um conjunto, quando estas se encontram num mesmo Quadro Elétrico;

 Recurso a cabos do tipo Ölflex Classic 110 (numerados para uma maior facilidade
de identificação dos terminais de ligação) de secção 1mm2 para as saídas e com
número de condutores igual à soma das saídas digitais, a que se adiciona 1 unidade
por cada 5 saídas, para o(s) comum(ns) da canalização a 24V;

122
 o A escolha de uma secção mais elevada para as saídas digitais, justifica-se pelo
facto de que estas estão normalmente associadas a maiores correntes de
serviço. Além disso, a distinção entre secções também efetuada para mais
fácil distinção em obra dos cabos destinados às entradas e saídas digitais;

o Se apenas existir uma saída digital num conjunto de pontos a integrar no

SGTC além de entradas digitais, considera-se a sua inclusão no cabo de
“recolha” das entradas, acrescendo ao número destas e do seu comum, a saída
digital com um comum independente (número de condutores do cabo:
número de ED + Comum ED + SD + Comum SD);

 Para facilitar o projeto, as medições e o comissionamento, consideram-se as

seguintes possibilidades de escolha do número de condutores dos cabos referidos,
procedendo-se ao arredondamento para o dígito superior quando a soma de
condutores não coincide com os cabos designados ou se pretende fornecer condutores
de reserva ao cabo (boa prática): Ölflex 4xS; 7xS; 12xS; 18xS; 25xS; 36xS, em que
S corresponde à secção dos condutores do cabo respetivo – 0,75mm2 para entradas
e 1mm2 para saídas;

 Para uma maior facilidade de execução, não se considerou cabos com um número de
condutores superior a 36. Assim permite-se uma maior flexibilidade na sua
instalação, bem como uma maior sectorização e acesso a condutores específicos;

 Para a ligação a dispositivos ou equipamentos que constituem entradas analógicas

como os de campo (e.g. sondas de luminosidade) considerou-se um cabo do tipo
blindado LiYCY 2x1,5mm2;

 Para a ligação a dispositivos ou equipamentos com protocolo de comunicação

ModBus RTU (e.g. contadores e analisadores de energia) considerou-se um cabo do
tipo blindado Belden 3106A – linha de BUS em alternativa à solução comum de um
cabo LiYCY de 2 ou 3 condutores devido às suas melhores características de
transmissão e imunidade a interferências eletromagnéticas;

 Observaram-se os critérios de queda de tensão para as canalizações que constituíam

o pior caso (corrente x distância), de forma a assegurar o cumprimento de limites
quedas de até 5% e o tempo de corte da proteção contra sobreintensidades. De facto,

123
 as secções escolhidas tanto para as entradas e saídas têm em conta a grande dimensão
do centro comercial – grandes distâncias a percorrer para a integração de pontos
“mais dispersos”;

 Avaliou-se o impacto da instalação destes cabos nos caminhos de cabos de correntes

fracas existentes, na necessidade de integrar pontos de quadros longe do Automation
Server afeto. O resultado dessa avaliação revela a não necessidade de
sobredimensionar os caminhos de cabos existentes no projeto de instalações elétricas
anterior.

Como exemplo de interpretação e de forma a mostrar algumas particularidades e após a

apresentação dos princípios de dimensionamento subjacentes, descreva-se o extrato do
diagrama do referido ANEXO IV, apresentado na Figura 61:

 Optou-se por colocar o servidor do SGTC na sala de bastidores (devidamente

climatizada e com um nível de segurança mais adequado). Sendo este o Enterprise
Server já apresentado, a workstation e a webstation servem como uma extensão do
Enterprise Server no que diz respeito ao acesso da informação e gestão da instalação.

 O QGT1.2 localiza-se na zona técnica 1.5 (que contém o Quadro do Restaurante;

Quadro da Cantina; Quadro UPS 1.1) e portanto próximo da maioria dos pontos a
integrar na sua área de influência.

 Existe uma linha de bus (ModBus Serial através do cabo Belden 3106A) que liga os
contadores de energia localizados no quadro do restaurante (QREST) e no quadro da
cozinha (QCOZ) – dispositivos escravos face ao Automation Server localizado no
QGT1.2 (mestre).

 O Automation Server do QGT serve como Gateway, “traduzindo” os dados de

ModBus Serial para ModBus TCP/IP e transmitindo para o Enterprise Server.

 Os cabos blindados do tipo Ölflex encontram-se dimensionados segundo a

metodologia referida. Tomando como exemplo a ligação dos pontos do QCANT ao
QGT, repare-se que na Lista de Pontos do Anexo III, é possível verificar que se tem
14 ED e 7 SD. Assim, e de acordo com as considerações apresentadas, teremos de
ter um cabo para as entradas digitais de pelo menos 14+1 (n entradas mais 1 comum)

124
 condutores e de 7+2 (1 comum por cada 5 saídas) condutores para as saídas. De
acordo com o número de condutores padrão a utilizar temos então um cabo Ölflex
de 18 condutores para as entradas e de 12 condutores para as saídas. Note-se que é
boa prática a existência de um número de condutores de reserva, o que se consegue
de uma forma geral, através da metodologia seguida (3 nas entradas (18-15) e 3 nas
saídas (12-9)).

 Note-se por exemplo que devido ao número elevado de ED do QREST (45) e à

definição nas considerações de projeto que o limite máximo de condutores a utilizar
seria 36 por cabo, considerou-se um cabo de 36 e um outro de 25, de forma a facilitar
a instalação. Neste caso em particular sobre dimensionou-se o número total de
condutores devido a questões relacionadas com o elevado número de reservas não
equipadas do quadro elétrico que prevê por sua vez a possibilidade de incorporação
de alimentações a diversos novos equipamentos ainda a definir.

 A alimentação UPS ao QGT é realizada pelo quadro QU1.1 que por sua vez está na
área de influência do QGT1.2. A alimentação UPS será sempre realizada por uma
quadro UPS “monitorizado” pelo QGT respetivo, ou na falta deste, por uma UPS
local.

Figura 61 – Extrato do Diagrama de Sistema de Gestão Técnica Convencional.

125
4.4. PROJETO DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA INTEGRANDO SMART
PANELS
Como referido no início deste trabalho, este capítulo abordará a reformulação do projeto
anterior visando a integração de Smart Panels no SGTC afeto às instalações elétricas. Ou
seja, com base no projeto anterior, proceder-se-á à realização das considerações e
otimizações necessárias para a correta implementação do sistema de comunicação
Enerlin’X, tendo ainda em conta a possibilidade de manutenção e preservação de pontos
comuns (equipamentos, pontos a integrar, etc) entre os dois projetos para uma mais justa e
objetiva comparação no capítulo seguinte.

Para uma abordagem específica ao desenvolvimento do projeto em causa e para uma melhor
compreensão do papel dos dispositivos, da relação entre eles e das considerações do
projetista, apresenta-se na Figura 62, um resumo dos dispositivos e acessórios principais já
apresentados no capítulo 3, com uma descrição complementar, estruturada e aplicada a ocaso
prático:

Figura 62 – Aparelhagem e dispositivos integrantes do catálogo Smart Panels.

Pela ordem de apresentação dos dispositivos e acessórios principais da Figura 62 referida,

temos:

 1 - Servidor de Energia;

 2 e 3 – Consolas Locais;

 4– Interface IFE; IFE+Gateway;

 5 –Acti 9 Smartlink Ethernet com Gateway ModBus RTU-TCP;

 6- Acti 9 Smartlink ModBus;

126
  7 – Módulo de Interface ModBus (IFM) ;

 8 – Módulo de entradas saídas (módulo I/O) ;

 9α e 9β – Medidores e Analisadores de energia dedicados;

 10 – Aparelhagem não modular com possibilidade de medição e análise de energia

integrada;

 11 – Contactos Auxiliares para possibilitar a monitorização da aparelhagem modular;

 12 – Cabos pré-conectorizados para ligação da aparelhagem modular ao Smartlink;

 13- Módulo BCM (Masperpact) ou BSCM (NSX) para permitir a comunicação da

informação de monitorização do dispositivo;

 14 – Cabo ULP com terminais ULP para ligação do Módulo BCM ou BSCM a uma
interface IFE, IFE+Gateway ou IFM.

Centrando-nos agora no caso do projeto de um quadro apenas com aparelhagem modular

efetuar-se-á a reformulação a partir do projeto convencional anterior apresentado,
descrevendo-se as considerações efetuadas.

Para uma melhor compreensão da metodologia e desenvolvimento deste tipo projeto,

proceder-se-á à descrição aplicada ao caso de estudo, da gama de aparelhagem modular Acti
9, especialmente desenhada para a monitorização, controlo e medida da aparelhagem
modular do quadro elétrico. Assim será facilitada a compreensão do projeto deste
“subprojecto” tipo, que compõe em grande parte os quadros elétricos da instalação,
procedendo-se de seguida à articulação com o restante projeto, unificando-o.

Recorde-se que o principal objetivo do sistema Acti9 é a simplificação da ligação de cada

dispositivo modular à rede de comunicação, economizando cablagem e tornando este
processo mais seguro e fácil através de cabos pré-conectorizados.

A aparelhagem Acti9 inclui uma vasta game de dispositivos, desde os disjuntores iC60, os
interruptores iSW, os interruptores diferenciais iID, contactores iCT entre outros. A Figura
63 lista a gama Acti9 atualmente disponível no catálogo do fabricante.

127
 Figura 63 – Gama de Aparelhagem (modular) Acti 9.

Além da aparelhagem Acti9 apresentada, para a recolha de informação relativa à

monitorização é necessária a consideração de contactos auxiliares. São estes contactos
auxiliares que possibilitam a aferição de mudanças de estado e da ocorrência de disparos.
Refira-se também, que a aparelhagem Acti9 possui conjuntos de contactos auxiliares
especialmente desenhados para a simplificação das ligações ao equipamento de recolha de
informação. Por exemplo, num mesmo aparelho – contacto auxiliar iOF24+SD24 (destinado
a disjuntores e interruptores nas versões diferenciais ou não) – tem-se os contactos OF
(estado) e SD (disparo), enquanto o contacto iACT24 (destinado a contactores) possui
incorporados o contacto de estado e a saída de comando do relé do contactor.

Note-se que isto tem a ver precisamente com o objetivo de utilização de cabos pré-fabricados
e pré-conetorizados que simplificam e garantem uma ligação segura e “sem erros” entre a
aparelhagem modular Acti 9 e o equipamento que possibilitará a recolha dos dados
individuais e comunicação e disponibilização destes ao utilizador (Figura 62 – 5, 6, 11 e 12).

O equipamento chave, de recolha e comunicação dos dados provenientes da aparelhagem

modular e de possíveis contadores existentes que comunicam por impulsos ou ModBus, ao
sistema de gestão e utilizador, é o já descrito Smartlink. Este equipamento assume-se de uma
forma simplista, como uma barra de ligação e comunicação com possibilidade de integração
de entradas e saídas digitais, analógicas e comunicação por ModBus e/ou Ethernet.

128
Seguindo a lógica e filosofia do fabricante, descrita na Figura 40 (capítulo 3), a aparelhagem
faz parte da fase de “Medição”, sendo o Smartlink integrador da fase
“Conectar/Ligar/Comunicar”, possibilitando que os dados recolhidos ao nível da medição
energética e monitorização da própria aparelhagem sejam enviada para a fase “Gerir”, onde
os dados são transformados em informação útil, apresentados e utilizados para a realização
de ações sobre a instalação e para o próprio planeamento.

Como já descrito, existem duas versões do Acti 9 Smartlink: o Acti 9 Smartlink Modbus e o
Acti 9 Smartlink Ethernet. Estes diferem no número de módulos de entradas e saídas digitais,
possibilidade de integrar entradas analógicas e de comunicar em TCP/IP além do protocolo
ModBus.

A Figura 64 resume e ilustra os componentes necessários para realizar o desenho aplicado

de um quadro apenas com aparelhagem modular, enquanto a Figura 65 descreve o
posicionamento relativo e as ligações entre os componentes, recorrendo ao exemplo de
ligação de aparelhagem modular diversa onde são acoplados os contactos auxiliares, que por
sua vez são ligados através dos cabos pré-conectorizados à versão ModBus do Acti 9
Smartlink.

Notar que cada um dos canais do Smartlink recebe um conector designado por “Ti24”, que
é constituído por 5 pinos: O 1 e o 5 correspondem à alimentação a 24VDC; o 2 e o 3
permitem ligar até duas entradas digitais, sendo o pino 4 responsável pela comunicação de
uma saída digital a partir do Smartlink para o dispositivo. O canal para sinal analógico na
versão Smartlink Ethernet permite até 2 entradas.

Figura 64 – Componentes do sistema Acti 9 necessários ao projeto.

129
 Figura 65 - Posicionamento relativo e as ligações entre os componentes.

Concretizando a aplicação ao caso de estudo, representado na Figura 66 o exemplo do

projeto do “Quadro do Parque de Estacionamento 1”, é possível verificar e compreender a
relação entre os componentes auxiliares de monitorização acoplados à aparelhagem Acti9, a
sua ligação aos equipamentos de recolha e comunicação da informação ao utilizador através
da Ethernet:

 Existe uma alimentação a 24VDC a todos os elementos ativos principais, que tem
origem no próprio quadro. Este é um quadro onde não é importante, no caso de falha
de energia, que os equipamentos responsáveis por deslastres e controlo da iluminação
se mantenham ativos de modo a retirar equipamentos de elevada potência existentes
para permitir o arranque do grupo gerador (no arranque do grupo, a soma das
potências individuais do quadro do ponto de vista do grupo de 800kVA é pouco
significativa).

No caso de ser exigido um deslastre no caso de falha de rede, de modo a reduzir a

carga total no arranque do grupo, estes equipamentos serão alimentados pela rede
UPS do edifício ou por UPS locais, à semelhança do que acontece no projeto
convencional.

 Toda a aparelhagem a monitorizar é modular, pelo que é possível a ligação de

módulos que contêm os contactos auxiliares aos Smartlinks.

130
 Note-se que o Smartlink permitiria também a ligação a qualquer entrada/saída (I/O)
de campo (que não seja relativa à aparelhagem).

Os Smartlinks deverão ser em número suficiente de modo a garantir que toda a

aparelhagem de interesse pode ser interligada para monitorização (é ainda boa prática
a reserva de alguns – pelo menos 10% - de conectores TI24). Neste quadro existem
15 aparelhos a monitorizar, pelo que tendo a versão Smartlink ModBus 11
possibilidades de ligação através do uso dos cabos pré-conectorizados, seria
necessária outro equipamento similar (+11 no caso do Smartlink ModBus ou +7 no
Smartlink Ethernet).

Neste caso recorreu-se à versão Smartlink Ethernet, para recolher os dados da

restante aparelhagem “em falta”, bem como para servir de Gateway ModBus RTU –
ModBus TCP.

Figura 66 – Diagrama parcial de ligações do “Quadro do Parque de Estacionamento 1”.

131
Note-se que numa estrutura de grandes dimensões, a quantidade de informação assim como
o número de dispositivos é bastante elevado, pelo que uma arquitetura apenas baseada em
ModBus RTU (com múltiplos dispositivos mestre e escravo), podem surgir problemas de
velocidade, fiabilidade e custos, dado que se torna mais complicada de implementar e gerir.

A principal justificação para a utilização de uma gateway ModBus RTU – ModBus TCP, ou
seja da rede Ethernet do edifício,. normalmente a cableada, tem a ver com a possibilidade de
transmitir uma grande quantidade de informação movida, a elevadas velocidades, de forma
fiável e segura numa estrutrura já existente, em protocolo aberto, possibilitando ainda a
ligação e comunicação do sistema Enerlin'X com vários os serviços da Web, nomeadamente
os da Schneider Electric.

De facto, a filosofia subjacente aos Smart Panels considera que a fase de

“conectar/ligar/comunicar”, que interliga as fases de “medição” e de “gestão” deve se basear
na rede Ethernet – Figura 67.

Figura 67 – Fases da filosofia subjacente aos Smart Panels, onde se destaca a importância atribuída
à previsão da utilização da Ethernet para a obtenção do proveito máximo do sistema[54].

A existência de soluções de comunicações – baseadas no sistema Enerlin'X –

simultaneamente especializadas e integradas são facilitadoras da ligação disponível,

132
permamente, rápida e fiável a plataformas de gestão de energia, que recebem a informação
recolhida pelos vários aparelhos de medição e monitorização.

Como já apresentado, existem serviços Web especialmente desenvolvidos para visualizar,

modificar e gerir, remotamente ou na Ethernet local, páginas de monitorização,
configuração, planeamento, entre outras.

Se a utilização da Ethernet (protocolo ModBus TCP) é principalmente destinada à

interligação entre a Fase 2 e 3 da Figura 67, o sistema Enerlin’X assenta fortemente no
ModBus RTU (RS-485) nas Fases 1 e 2.

A comunicação em ModBus RTU entre aparelhagem, dispositivos e equipamentos, permite

a realização da larga maioria das ligações e comunicações, mesmo de quadros diferentes
(mas normalmente numa mesma área técnica), a um custo bastante mais reduzido
(comparativamente com a comunicação Ethernet integral de todos os dispositivos), embora
a sua utilização principal seja a comunicação entre aparelhagem no interior do quadro
elétrico. As razões prendem-se além disso com a simplicidade da sua implementação, a
facilidade de integração com outras tecnologias e por outro, à existência de uma base muito
forte de suporte à sua utilização e desenvolvimento, de que é exemplo a Schneider Electric.

Deve-se notar no entanto, que sendo a finalidade a comunicação dos dados recolhidos,
através da Ethernet, para o sistema de gestão e das ações a executar no sentido contrário, a
dependência de um número muito limitado de Gateways (ModBus RTU – ModBus TCP),
pode levar à perda de informação total de um grupo de dispositivos em caso de avaria de
uma Gateway, bem como se deve ter em atenção o número máximo de escravos ligados a
um Mestre e o tráfego de informação associado.

O sistema Enerlin’X integra ainda o sistema ULP (Universal Logic Plug), também já
abordado anteriormente. Este é implementado pelo fabricante para operação apenas no
interior dos quadros, exclusivamente para o estabelecimento de uma comunicação de alta
velocidade, fiável e segura no que diz respeito à supervisão e controlo de disjuntores
(nomeadamente os não modulares – abordado em maior detalhe de seguida) e outra
aparelhagem.

Repare-se que o exemplo da Figura 66 trata do caso particular de um único quadro elétrico.
Com base no que foi anteriormente apresentado, e tendo agora como exemplo deste projeto

133
o “Quadro do Parque de Estacionamento 2”, que se encontra numa mesma área técnica (Zona
Técnica -1.3 – ver subcapítulo anterior) com outros quadros (Quadro do Piso -1, QApoio -1
e QU-1.1), a filosofia adotada foi diferente, com vista à redução de custos, pela realização
da maioria das comunicações em ModBus RTU, mesmo entre quadros, existindo um número
reduzido, (não comprometedores na fiabilidade e velocidade) de Gateways Ethernet.

A título de exemplo ainda de um único quadro, a Figura 68 ilustra a opção seguida para o
caso do “Quadro do Parque de Estacionamento 2”, que possui uma constituição em tudo
similar à do “Quadro do Parque de Estacionamento 1”. Contudo, tendo agora os quadros
adjacentes procede-se à escolha de uma única gateway Ethernet num quadro elétrico,
substituindo-se o Smartlink Ethernet pela versão ModBus de modo a baixar os custos do
sistema e ainda a aumentar o número de entradas Ti24 disponíveis neste quadro.

Figura 68 - Diagrama parcial de ligações do “Quadro do Parque de Estacionamento 2”.

134
Neste exemplo, foi considerada em substituição do Smartlink Ethernet, o Smartlink ModBus:

 A versão Smartlink Ethernet – ModBus RTU (Mestre) para ModBus TCP permite a
disponibilização direta neste último protocolo, da informação relativa ao grupo de
até 7 entradas e saídas correspondentes ao número conectores ligadas à aparelhagem
modular do tipo Acti 9. Além disso, em relação à versão Smarlink ModBus,
disponibiliza um conector para ligação para entradas analógicas;

O Smartlink ModBus, atua sempre como um dispositivo escravo em ModBus RTU,

não tendo a capacidade de atuar como um gateway RTU/TCP e assim não permitindo
a ligação à rede estruturada.

Contudo, a integração de um maior número de conectores Ti24 (11 vs 7) aliado a um

custo significativamente inferior (40%) à outra versão[61], a não necessidade de
neste caso prático existirem entradas analógicas a integrar, tornam a versão ModBus
como a base principal de recolha e comunicação dos pontos relacionados com a
monitorização da aparelhagem modular (entradas e saídas digitais – que constituem
uma grande parte dos pontos a integrar num quadro elétrico) e da monitorização de
energia (em ModBus RTU).

 A interface/Gateway Ethernet será realizada num outro equipamento que possua as

funcionalidades de ModBus Mestre + Gateway ModBus RTU/TCP e que estará
localizada num outro quadro elétrico justaposto a este na mesma área técnica.

 A Figura 69 ilustra a arquitetura parcial do SGTC afeto às instalações elétricas com

base em Smart Panels da zona técnica -1.3, de onde se pode observar o seguinte:

o Optou-se pela versão ModBus dos Smartlinks dos Quadros “QAPOIO-1”,

“QU-1.1” e “QPARQUE2”, que recolhem os dados da aparelhagem (entradas
digitais) e transmitem ações para esta (saídas digitais) através dos conectores
TI24 (até 11 em cada Smartlink);

o Os contadores de energia comunicam também em ModBus com os Smartlink,

existindo então um Bus para os contadores (tipo iEM3100);

o O módulo IFM é utilizado como Gateway ULP/ModBus RTU na ligação ao

interruptor não modular (gama NSX) do Quadro de Piso -1;

135
 o No interruptor modular é incorporada uma unidade Micrologic do tipo 2.0H,
de forma a integrar a função de analisador de energia, evitando o recurso a
analisadores externos. No entanto ele é explicitado no diagrama de forma a
se perceber (sem ou com recurso à consulta dos esquemas unifilares) que
existe essa funcionalidade e que pode ser integrada na própria aparelhagem.

o Todos estes dispositivos referidos nos pontos anteriores, são escravos no

protocolo ModBus RTU. O Smartlink Ethernet do “QP-1” assumirá a função
quer de dispositivo mestre no protocolo ModBus RTU, quer de Gateway
Ethernet.

Figura 69 – Extrato dos pontos da zona técnica -1.3, do diagrama da arquitetura geral do SGTC
afeto às instalações elétricas com base em Smart Panels

Assim, repare-se que a comunicação pela rede estruturada das diversas informações
(relacionadas com a energia e a própria instalação elétrica) terá ao invés de Automation
Servers – equipamentos (externos ao quadro) providos de módulos de entradas e saídas,
nativos em e que atuam como Gateways para diversos protocolos e que possibilitam uma
ligação facilitada à rede estruturada (permitem fazer a “ponte” entre protocolos, bem como

136
meios físicos de transmissão) e com funcionalidades de servidor – dispositivo integrado no
quadro que serve como gateway ModBus RTU/Ethernet ou diretamente de ULP/Ethernet.

Se nos exemplos das Figuras 66 e 69 este dispositivo era o Smartlink Ethernet, existem mais
dois equipamentos integrantes da arquitetura baseada em Smart Panels, que o possibilitam:

 Módulo IFE – Permite a ligação de um dispositivo que ligue e comunique por ULP
diretamente à rede Ethernet. É normalmente utilizado para ligar diretamente a
aparelhagem não modular à rede estruturada, possibilitando a sua comunicação
bidirecional com o sistema de gestão, incluindo informação relativa à monitorização
de energia integrada, monitorização do estado operacional da aparelhagem e
realização de ações. Possui duas portas Ethernet RJ45, o que permite a ligação em
cadeia a outros dispositivos que comuniquem por Ethernet no mesmo protocolo;

 Módulo IFE+Gateway – Semelhante ao anterior no aspecto, diferindo na

funcionalidade de “tradução”. Funciona como gateway – ModBusRTU (Mestre) para
ModBus TCP. Permite ser empilhado com vários módulos IFM, funcionando como
ModBus Mestre e Gateway para ligação à rede estruturada, tornando-o um dos
equipamentos mais importantes da arquitetura que se irá apresentar. Dispõe também
de duas portas Ethernet RJ45, permitindo a ligação em cadeia a outros módulos.

A Figura 70 mostra uma das possibilidades de implementação de um sistema de Gateways

Ethernet (Smartlink Ethernet, Módulo IFE ou Módulo IFE+Gateway) que se ligam
predominantemente em estrela, a um switch central, que por sua vez liga à rede estruturada
do edifício.

Outra possibilidade, ilustrada na Figura 71 mostra a implementação do módulo

IFE+Gateway como dispositivo que “reúne” e traduz todos os dados de ModBus RTU para
ModBus TCP, permitindo a utilização da Ethernet do edifício comercial através de um único
dispositivo que realiza essa interface. Repare-se na ligação em ModBus RTU a partir do
Smarlink ModBus e do recurso a módulos IFM empilhados entre si através de acessório
próprio, recolhendo individualmente os dados da aparelhagem não modular que lhes
corresponde e transferindo estes em linha de BUS série para o módulo IFE+Gateway.

137
Esta topologia alternativa tem como principal vantagem o custo associado, que para grandes
sistemas traduz-se em diferenças muito significativas (30-40%)[54, 61].

De facto, em quadros, ou conjunto de quadros em que exista um dispositivo ModBus RTU

mestre que funcione como gateway para Ethernet, o módulo IFM será utilizado para a
comunicação com a aparelhagem não modular.

Face ao módulo IFE, o seu significativo inferior custo, bem como a flexibilidade de ligação
e instalação (e.g. empilhamento até 12 módulos) potenciam a sua utilização. Também a
dimensão do módulo IFM permite uma maior ergonomia no quadro elétrico, principalmente
com a possibilidade de empilhamento dos vários módulos. Outra vantagem do módulo IFM
tem a ver com o facto de que este não necessita de alimentação externa ao contrário dos
módulos IFE.

A arquitetura ilustrada na Figura 71 será a principalmente utilizada neste projeto, como se

pode verificar por fácil observação do diagrama do ANEXO V, já que a vantagem relativa
de vários elementos (quase que individualmente) comunicarem em ModBus TCP num
mesmo quadro ou conjunto de quadros não traz grandes vantagens no que diz respeito à
velocidade e capacidade de transmissão dos dados recolhidos (a versão serial será mais que
satisfatória, se seguindo as recomendações do fabricante de no máximo 12 escravos por
dispositivo).

Como opção por parte do autor deste projeto, assume-se um compromisso entre fiabilidade,
velocidade e redução de custos e espaço do sistema. Seguir-se um princípio de não ligação
a um mesmo dispositivo ModBus Mestre+Gateway Ethernet, mais que 8 escravos ModBus
Serial. Também por princípio, em quadros mais importantes na distribuição de energia
(quadros principais) em que existe um grande número de aparelhagem não modular, efetuar-
se-á uma divisão de módulos IFM por módulos IFE+Gateway, ligandos estes últimos numa
topologia em cadeia. Segue-se então a arquitetura de ligação em cadeia de módulos
IFE+Gateway como forma de complemento à arquitetura alternativa de utilização de
módulos IFM, nos casos específicos referidos.

138
 Figura 70 – Diagrama de Ligações, recorrendo a um Switch[54].

Figura 71 – Diagrama de Ligações, recorrendo ao uso de módulos IFM[54].

139
No que diz respeito aos pormenores de integração de aparelhagem não modular, da inclusão
nesta de funcionalidades, como de medição de energia e análise da qualidade de energia,
existem algumas notas a ter em atenção no projeto:

A aparelhagem não modular possui um sistema de comunicação específico para possibilitar

a sua integração no sistema de comunicação Enerlin’X.

No projeto devem ser indicados quais os dispositivos que efetuarão contagem de energia,
análise de energia, monitorização do estado ligado/desligado e do disparo, a execução de
ações à distância (motorizado), já que a incorporação dos componentes no próprio
dispositivo é realizada em fábrica – Figura 72.

No caso de se pretender que estas unidades realizem medições instantâneas, contagem ou

análise de energia, monitorização de disparos, do próprio estado, elaboração de histórico de
disparos, entre outros (ver Tabela 4), estas devem ser equipadas com um módulo Micrologic
correspondente. Este módulo, de acordo com as designações da Tabela 4 possibilitam um
conjunto variado de possibilidades - proteção, monitorização e gestão - que será escolhido
de acordo com as necessidades.

Em caso de se pretender a comunicação de dados provenientes da monitorização da própria

aparelhagem, o dispositivo da gama Compact NS e NSX deve ser provida de um módulo no
seu interior, designado de BSCM. No caso da aparelhagem do tipo Masterpact NT e NW, o
módulo designa-se de BCM.

Estes módulos comunicam no já referido sistema ULP. Para a ligação ao sistema Enerlin’X
é necessária a existência de uma Gateway ULP/ModBus RTU ou ULP/Ethernet (pelo
protocolo ModBus TCP).

Como já abordado e visualizado em algumas das figuras deste trabalho, as Gateways

possíveis são apenas 3 (Figura 72):

 IFE (ULP/Ethernet)

 IFM (ULP/ModBus RTU)

 IFE+Gateway (ULP/ModBus RTU/Ethernet)

140
 Figura 72 – Considerações quanto ao sistema ULP, possibilidades integradas na
aparelhagem e interfaces de comunicação Enerlin’X[54].

Mais numa perspetiva do instalador/fornecedor na fase de orçamentação e comissionamento,

mas também em fase de projeto, deve ser referida a metodologia de cálculo, nomeadamente
para a contabilização do número e tipo de fontes de alimentação.

A Tabela 9 resume os consumos nominais dos elementos constituintes de um Smart Panel,

sendo que os consumos podem variar segundo condições de carga.

Tabela 9 – Caracterização da alimentação de componentes de um Smart Pane[54, 56]l.

Alimentação Consumo
Dispositivo externa Nominal
24VDC (mA)

Compact NS, Masterpact NT/NW – Módulo BCM ULP Não 40

Compact NS, Masterpact NT/NW – Unidade Micrologic Sim 100

Compact NSX – Módulo BSCM ULP Não 9

Compact NSX – Unidade Micrologic Não 30

141
 Smartlink ModBus / Smartlink Ethernet Sim 1500

Módulo de visualização FDM128 Sim 285

Módulo I/O Sim 165

Interface IFE / IFE+Gateway Sim 120

Interface IFM Não 21

A Figura 73 ilustra um exemplo de cálculo a partir de um conjunto de componentes para

dimensionamento da fonte de alimentação. As fontes de alimentação disponibilizadas pelo
fabricante no catálogo referente aos Smart Panels, são de 24VDC-1A e 24VDC-3A[56, 57].

A obtenção de 0,8450A levaria à escolha de uma fonte com disponibilidade de 3A na saída,

ou de duas fontes de 1A de modo a possibilitar por um lado uma expansão da alimentação a
outros componentes, e por outro a evitar que esta funcionasse próximo do limite máximo
(margem de 30% como boa prática).

Figura 73 – Exemplo de cálculo do consumo de um conjunto de componentes[54].

142
Complementando os pontos anteriores deste capítulo, nomeadamente no que diz respeito às
considerações no desenvolvimento do projeto, e como já mencionado, existem várias
possibilidades de utilização e interação com o sistema:

 Painéis tácteis locais ou consolas, colocados na porta do quadro de distribuição de

energia principal e destinados a monitorizar e controlar até 8 dispositivos de potência,
com configurações de vídeo digitais e gráficos simultâneos dos parâmetros elétricos
e estado do equipamento.

 Computadores, tablets ou smartphones que através da ligação Ethernet, de um

simples navegador web e de um software específico de acesso e de monitorização,
tem acesso remoto a partir de qualquer lugar a todos os dados de energia e gráficos
da instalação eléctrica, possibilitando um maior conforto, conveniência e
flexibilidade. Além disso, os custos normalmente elevados com consolas locais
podem ser suprimidos, dado que de uma forma geral é possibilitado o acesso à
Ethernet local na área onde está instalada a consola.

Além disso, os serviços Web acedidos a partir destes dispositivos, podem contemplar
o acesso uma maior quantidade de informação (apresentação de metas de energia,
tomada de decisões e planeamento de ações para otimizar o uso de energia no local)
bem como o acesso a um número ilimitado de dispositivos (a consola permite a
monitorização e registo do histórico de 8 dispositivos)[57].

Dada a gestão efetuada a partir da sala de segurança, ocupada 24h/dia, bem como da
possibilidade de aceder aos parâmetros de dispositivos, equipamentos, quadros e do sistema
através da internet (consoante os privilégios e níveis de acesso), não se considerou a
instalação de consolas (o acesso pode ser feito se necessário através de um dispositivo móvel
ligado à LAN pela rede estruturada física ou por wireless).

Pelo mesmo motivo e pela não relevância para o caso em questão da possibilidade de envio
de dados de consumos diretamente a partir de um equipamento agregador dedicado a estas
informações, a COM’X 200 também não foi considerada. Assim, os contadores e
analisadores de energia bem como a aparelhagem que integra essas funções, comunicarão os
dados através da rede estruturada, à semelhança do que acontecia com o projeto
convencional já abordado.

143
Assim, um exemplo de apresentação de um quadro projetado será o da Figura 73, mas
abdicando de consolas, data-loggers e analisadores de energia relacionados com
aparelhagem não modular em que se procederá à integração da medida no aparelho e à
comunicação pelo sistema Enerlin’X.

Figura 74 – Esquema de Layout do aspeto generalista de um quadro do presente projeto[62].

Após o conhecimento das generalidades das considerações efetuadas e princípios de projeto

estabelecidos, descrevem-se de seguida os passos efetuados para a elaboração do projeto de
arquitetura do SGTC, agora integrando Smart Panels:

 O primeiro passo nesta formulação passa por criar um diagrama, onde os quadros são
agrupados consoante a sua localização - um agrupamento de quadros elétricos
próximos, neste caso, geralmente, na mesma área técnica.

Isto deve-se, como já referido, ao princípio de arquitetura que baseia a comunicação

entre os quadros próximos em ModBus RTU, havendo um quadro principal que

144
 possui (pelo) menos um dispositivo Mestre que integra uma Gateway ModBus RTU
– ModBus Ethernet, permitindo assim a ligação à rede estruturada do edifício.

Note-se que no caso do diagrama do SGTC convencional, este não diferencia os

quadros por localização conjunta ou agrupada, mas sim por QGT afeto, ou seja,
agrupa os quadros elétricos na área de influência de cada QGT, sendo indiferente a
colocação de cada quadro elétrico no diagrama, desde que seja afetado pelo QGT
previsto.

 A segunda fase consiste na reformulação de todos os quadros elétricos, de modo a

ser incorporada e contabilizada a aparelhagem modular do sistema Acti9, assim
como a identificação e caracterização de dispositivos não modulares.

Note-se, que neste processo moroso, os objetivos de monitorização energética e da

aparelhagem têm de ser os mesmos utilizados no projeto convencional de SGTC
apresentado, de modo a se poder efetuar uma comparação técnica e económica mais
justa e objetiva.

Assim numa primeira fase, e dando como exemplo a reformulação do Quadro de Piso
1 (“QP1”) da Figura 75, procedeu-se à contabilização da aparelhagem modular e não
modular.

Neste caso, a adequação da gama Acti9 permitiu identificar 6 dispositivos que

poderão ser ligados a um Smartlink. Repare-se que o conhecimento de que a
aparelhagem modular Acti9 permite intensidades nominais de até 63A e a
confirmação no catálogo de outros dispositivos da gama Acti9 como o descarregador
de sobretensões, permite uma rápida contabilização das possíveis entradas para um
Smartlink.

Identificam-se e contabilizam-se 5 aparelhos não modulares, sendo que 4

(disjuntores) pertencem à gama de 100-630A – NS ou NSX – e um (interruptor de
entrada do quadro) à gama Masterpact (>630A).

No esquema do quadro elétrico já modificado no projeto convencional de modo a

incluir as indicações dos contactos auxiliares, debaixo da indicação dos dados a

145
 recolher acerca da monitorização de cada aparelho, é colocada a designação da
entrada do equipamento do sistema de comunicação Enerlin’X.

No caso da aparelhagem modular (necessidade mínima de 6 conectores TI24 – 6

dispositivos no total), assinalou-se a sua ligação ao Smartlink designado de “SL1”
que ficará instalado no próprio quadro.

No caso da aparelhagem não modular, seguiu-se a arquitetura baseada no recurso a

módulos IFM e ligação à rede estruturada pelo empilhamento destes com o
IFE+Gateway. Assim, para este tipo de aparelhagem de proteção contra
sobreintensidades, assinalou-se que estes vão ligar individualmente a um módulo
IFM, sendo que o interruptor de entrada liga a um módulo IFE+Gateway (IFEg).

Figura 75 – Esquema unifilar do QP1 – ilustração do processo inicial de reformulação com base no
esquema utilizado no projeto convencional.

146
 De acordo com as necessidades de medição energética, já incorporadas no desenho
do quadro elétrico no projeto convencional (ainda na Figura 75), temos que deve
existir a funcionalidade de análise de QEE na entrada do quadro, e a contagem de
energia nos 4 circuitos com proteções contra sobreintensidades mais elevadas do
quadro elétrico.

Dada a possibilidade da aparelhagem não modular incorporar funcionalidades de

medida e contagem de energia através da incorporação de unidades Micrologic (de
uma forma simplista, do tipo E para contagem de energia, tipo H para análise da
QEE), proceder-se-á numa 2ª fase à substituição dos contadores e analisadores de
energia pelas referências da aparelhagem e caracterização da unidade Micrologic
associada.

 O próximo passo liga a reformulação final dos quadros elétricos, que inclui a
concretização da designação da aparelhagem e das ligações e interfaces a utilizar,
com o diagrama de agrupamento de quadros que foi efetuado na primeira fase.

Note-se mais uma vez, que a realização da otimização de custos e soluções neste
projeto se baseia na comunicação entre os quadros próximos em ModBus RTU,
havendo um quadro principal que possui (pelo) menos um dispositivo Mestre que
integra uma Gateway ModBus RTU – ModBus Ethernet, permitindo assim a ligação
à rede estruturada do edifício. Normalmente esse quadro será o de piso, por ser o
quadro principal na distribuição de energia, privilegiando-se a ligação à rede
estruturada neste, onde também é mais provável encontrar aparelhagem não modular
e assim, tem-se uma maior possibilidade de Gateways Ethernet, enquanto se reduz
custos e aumenta-se a capacidade de ligação a aparelhagem modular nos quadros
adjacentes pela escolha da opção Smartlink ModBus.

A Figura 76 ilustra o agrupamento dos quadros por zona técnica e o princípio de

comunicação entre quadros adjacentes referido. Este é um extrato do ANEXO V.

147
 Figura 76 – Extrato do diagrama simplificado da arquitetura com Smart Panels.

No diagrama do ANEXO V, bem como no extrato deste representado na Figura 76

não é possível contabilizar os equipamentos do sistema Enerlin’X, nem a
aparelhagem e a sua ligação ao referido sistema. Este diagrama é no útil sim, para
observar o agrupamento de quadros próximos, fazer uma correspondência no que diz
respeito às ligações entre os quadros na zona técnica do “QP1” no protocolo ModBus
RTU e à existência e localização de uma gateway Ethernet para ligação à rede
estruturada do edifício, no “QP1”.

Na Figura 77 está apresentada a reformulação final do “QP1” com base no esquema

utilizado no projeto convencional e nas considerações descritas.

Esta Figura 77 é um extrato do ANEXO VI, que contém os esquemas unifilares finais
dos quadros da mesma área técnica (“QP1”, “QEXP”, “QAPOIO1”, “QU1.2”)
adaptados à filosofia de projeto já descrita, onde se pode compreender por
observação:

 Identificação da aparelhagem (iC60 – disjuntor modular Acti 9; MP-NT –

aparelho não modular Masterpact NT; NSX – aparelho não modular NSX;
2.0H – Unidade Micrologic do tipo 2.0H (análise de energia); 2.0E – Unidade
Micrologic do tipo 2.0E (contagem de energia); iPRD – descarregador de
sobretensões Acti9; iOF+SD – contactos auxiliares Acti9; BSCM – Módulo
ULP para aparelhos não modulares da gama NS e NSX; BCM – Módulo ULP
para aparelhos não modulares da gama Masterpact;

148
  Identificação das interfaces Enerlin’X de comunicação com a aparelhagem
(IFM – Módulo IFM de Interface ULP/Modbus; IFEg – Módulo de interface
ModBus/Ethernet; SL1 – Smartlink Ethernet “SL1”).

 ;Ligação da aparelhagem modular e não modular a interfaces do sistema de

comunicação Enerlin’X;

 A interligação dos quadros a partir dos equipamentos Enerlin’X considerados;

 O ponto de ligação à rede estruturada.

Figura 77 – Esquema unifilar do QP1 – ilustração do processo final de reformulação com base no
esquema utilizado no projeto convencional e nas considerações apresentadas.

149
De facto, o Anexo VI ilustra a reformulação dos desenhos dos esquemas unifilares
do grupo de quadros elétricos justapostos referidos, de modo a dar uma clara
compreensão ao leitor de:

 Como podem ser indicadas as ligações ao sistema Enerlin’X de dispositivos de

diferentes tipos (e.g. aparelhagem modular, não modular, contadores de
energia, etc) no próprio quadro elétrico;

 Como se pode otimizar o número de equipamentos do sistema Enerlin’X em

quadros justapostos, realizando a maioria da comunicação em ModBus RTU
(dispositivos escravos) enquanto se considera um número de equipamentos de
dispositivos integrantes de gateway mínimo;

 Como é mais simples realizar a instalação, nomeadamente as ligações e

interligações tanto no interior, como no exterior dos quadros. Repare-se que na
Figura 77 existe um diagrama de princípio parcial (canto superior direito), que
corresponde à versão esquemática de interligações aos dispositivos Enerlin’X
do “QP1” com os quadros adjacentes.

Para uma melhor compreensão, servindo também como um resumo tanto de

equipamentos do sistema Enerlin’X em cada quadro, como das ligações entre si e do
ponto ou dos pontos de ligação à rede estruturada, elaborou-se um novo diagrama
específico e mais descritivo complementar ao do ANEXO V. Este diagrama diz
respeito ao ANEXO VII.

A Figura 78 diz respeito a parte do diagrama referido no ANEXO VII,

nomeadamente às ligações entre os dispositivos do sistema Enerlin’X e a sua
interligação entre si na zona técnica do “QP1”.

Note-se então que a visualização conjunta do diagrama detalhado do ANEXO VII

com os esquemas unifilares dos quadros listados no ANEXO VI, fornecerá também
a indicação da aparelhagem existente e da sua ligação aos equipamentos do sistema
Enerlin’X, tornando assim o projeto de reformulação completo na compreensão de
identificações, contabilizações, ligações, relações e pretensões.

150
 Figura 78 – Diagrama detalhado da arquitetura baseada em Smart Panels.

De acordo com o que foi descrito neste capítulo, podemos considerar, que a componente de
medição, comunicação e gestão de um Quadro Elétrico, realizada de forma auxiliar/externa
por um QGT num projeto convencional, é agora integrada num mesmo compartimento, num
mesmo quadro elétrico.

Note-se que os Smart Panels relacionam-se com a possibilidade de atribuir funções

integradas e facilitadas de monitorização, comunicação e gestão de quadros elétricos de
potência. Alterações pontuais, como a ligação de sondas ou dispositivos de campo que
comuniquem por meio de um contacto seco ou sejam atuados por saída a relé, a
equipamentos típicos de um Smart Panel como o é o Smartlink, servem para em alguns casos
se possa dispensar o recurso propositado a controladores programáveis afetos (e.g.
Automation Servers).

Repare-se que esta arquitetura de SGTC integrando Smart Panels permitiu a não
consideração de grande parte dos QGTs da arquitetura tradicional. De facto, as
funcionalidades essenciais destes serão substituídas pelos equipamentos que constituem um
Smart Panel.

151
Contudo, ainda é considerado, como se pode observar no diagrama de arquitetura geral, um
QGT. Este fica afeto às instalações de transporte vertical, bem como à integração de pontos
de dispositivos, equipamentos e sistemas de campo, nomeadamente na área técnica do posto
de seccionamento e transformação e sala de geradores – permitindo-se assim uma
independência destes equipamentos relativamente aos localizados no interior de um qualquer
quadro elétrico comunicante. Note-se que o número de pontos ainda é considerável, sendo
que a natureza destes pontos não se enquadra na filosofia subjacente aos Smart Panels, em
que se pretende a monitorização da aparelhagem no interior dos quadros e não a relacionada
com uma série de equipamentos exteriores a estes e até de outras especialidades como é o
caso das instalações de transporte.

Este terá como localização a zona técnica “-1.1”, será designado de “QGT-1.1” e realizará,
como referido, a integração de um conjunto de pontos não localizados nos quadros elétricos,
inclusive de todos os quadros de elevadores e outros meios de transporte vertical (Figura
79):

 Transformadores;

 Bateria de Condensadores;

 Elevadores;

 Escadas Rolantes;

 Aparelhagem das Celas de Média Tensão;

 Grupos Geradores.

No que diz respeito à Lista de Pontos, esta assume uma dimensão bastante reduzida do ponto
de vista do SGTC. Como cada quadro elétrico comunica em ModBus RTU ou TCP, isto
significa apenas 1 (um) ponto para o SGTC (i.e. do ponto de vista do sistema e instalador,
um grupo de entradas e saídas estão já “juntas” num único ponto de Bus, sendo a interligação
realizada apenas pelo cabo de Bus correspondente).

Na Figura 80 é apresentada a Lista de Pontos reformulada, onde do ponto de vista do

integrador/instalador do SGTC, os pontos a integrar no sistema relacionados com os Smart

152
Panels prendem-se essencialmente com os pontos de ligação à rede estruturada. Ou seja, de
uma forma simplista, cada conjunto de dados recolhido em cada área técnica, deve ser
integrado no SGTC. Note-se que a totalidade de pontos (114) é muito inferior à obtida no
projeto convencional (1006).

Repare-se que a maioria dos pontos listados, correspondem aos afetos ao QGT-1.1 já
referido, justificado e caracterizado anteriormente bem como ilustrada a sua interligação na
Figura 79 e no diagrama geral da Arquitetura do SGTC integrando Smart Panels do ANEXO
VII.

Figura 79 – Quadro de Gestão Técnica complementar à arquitetura baseada em Smart Panels.

Consultando-se novamente a Figura 67, tem-se que a integração de toda esta informação,
quer dos Smart Panels, quer de Quadros de gestão Técnica, bem como a comunicação, será
efetuada a um nível superior, no nível de gestão, nomeadamente através de serviços Web,
quer através das ferramentas de integração disponibilizadas pelo próprio fabricante.
Atualmente a integração do software dedicado e próprio dos Smart Panels, é feita como um
apêndice ao software de gestão técnica centralizada.

153
Neste caso, prevendo-se o recurso a um software da Schneider Electric (Smart Struxture –
Building Operation), não é de esperar dificuldades na interface entre subsistemas.

Figura 80 – Lista de Pontos do SGTC integrando Smart Panels.

154
4.5. ANÁLISE TÉCNICO-ECONÓMICA
Desde já o leitor deve ter em atenção, que sendo a própria tecnologia associada aos Smart
Panels nova no mercado, a sua integração num Sistema de Gestão técnica Centralizada
permanece sem registo de dados bibliográficos ou casos práticos disponíveis que sirvam de
base quer para incorporação nesta breve análise, quer para a elaboração de comparações ou
até obtenção de percentagens de afetação de poupanças ou custos relacionados quer com a
implementação e exploração.

Relativamente à fase de exploração, não existem dados bibliográficos relativamente às

vantagens concretas e objetivas de sistemas que agora se baseiam em Smart Panels, mas que
anteriormente se basearam na arquitetura tradicional aqui apresentada, com modelos e
tecnologias recentes e claro está, com a mesma quantidade de pontos integrados no SGTC.

Seria necessário que uma mesma instalação funcionasse nas mesmas condições, baseando-
se num e noutro tipo de SGTC. Nessa impossibilidade a reformulação de um SGTC
existente, do tipo convencional mas estado da arte, com um histórico de dados concreto,
seria comparado com a exploração da mesma instalação no novo SGTC que integra Smart
Panels ao longo do tempo, sendo comparados dados objetivos e concretos para uma correta
aferição das vantagens e desvantagens.

Repare-se também na dificuldade relacionada com a subjetividade da estimativa e análise de

dados relativos a tempos e custos de instalação, comissionamento, testes, programação e
engenharia de um destes sistemas.

Também, repare-se, que idealmente, teria de se realizar nas mesmas condições as duas
instalações (convencional e com Smart Panel), no mesmo local, de forma a se comparar de
uma forma exata as economias ou diferenças de custos e tempos nas várias fases de
implementação do sistema, até à fase de operação.

De facto, só com a realização da obra, com a evolução dos erros e omissões, alterações e
otimizações de projeto, aferição concreta dos tempos de instalação, comissionamento e
configuração, se obteriam dados com menor erro associado no que diz respeito a esta fase.

155
Além disso, tratando o tema deste trabalho de uma nova completa filosofia, existirá ainda
por parte de fornecedores/instaladores que nunca realizaram este tipo de instalação,
incertezas no que diz respeito às várias necessidades de comissionamento e instalação,
nomeadamente no que diz respeito ao tempo e mão-de-obra.

Assim sendo, apresentam-se de seguida considerações importantes complementares bem

como a metodologia para a obtenção das estimativas aqui apresentadas:

 Os valores aqui apresentados não são valores resultantes de orçamentos relacionados

com a execução e a finalização da obra, mas valores compilados com as diferentes
versões do projeto da componente de SGTC afeta às instalações elétricas, realizada
pelo projetista em conjunto com estimativas de fornecedores e instaladores. Na falta
de elementos e na existência desses valores referidos em catálogos de fabricantes,
considerou-se o valor mais desfavorável que possa estar exposto (e.g. na poupança
no tempo de instalação e configuração de 30-50%, considera-se 30% em relação ao
caso tradicional).

De facto, apenas com a colaboração destes seria possível a obtenção de estimativas

orçamentais, que incluem custos de equipamentos principais e acessórios, mas
também os relacionados com o tempo e a mão-de-obra necessária à implementação
de cada um dos projetos. O recurso por parte destes a softwares exclusivos de
desenho de layouts de quadros elétricos, de diagramas de instalação e orçamentação
semi-automatizada possibilita a apresentação de valores concretos neste capítulo.
Contudo, note-se que estes continuam a ser estimativas, e estimativas deste caso
particular.

 Para uma mais correta comparação, todos os quadros elétricos com pontos de SGTC
a integrar serão tidos em conta na orçamentação e toda a aparelhagem considerada
será sempre que possível, equivalente nas suas funções, bem como do mesmo
fabricante (Schneider Electric).

Note-se que o projeto elétrico está intimamente ligado ao projeto de SGTC,

nomeadamente na articulação de objetivos e possibilidades, como é exemplo a
disponibilização de contactos auxiliares ou de aparelhos de contagem ou análise de
energia no projeto elétrico para integração no SGTC.

156
 Repare-se que a aparelhagem modular do sistema Smart Panel (gama Acti 9) tem um
custo superior à aparelhagem convencional (20-30%) do mesmo fabricante[61].
Também outros fatores relacionados com o desenho do quadro elétrico, desde o
invólucro até aos acessórios, têm influência na estimativa orçamental, pelo que este
é um aspeto fundamental.

 Assim, o investimento inicial, relativamente ao equipamento e material físico

apresentado será no caso do projeto convencional, a soma dos valores relativos aos
quadros elétricos propriamente ditos, com os afetos aos QGTs das instalações
elétricas bem como a rede de cabos (de interligação de cada QGT aos diversos
quadros elétricos, que podem não estar próximos).

De modo a facilitar a abordagem dos valores associados a grupos e trabalhos de

natureza diversa, realizar-se-á uma divisão entre quadros de potência, quadros de
GTC (os QTCs), os trabalhos de implementação do SGTC e as instalações
associadas, a rede de cabos para interligação dos pontos e estabelecimento das
comunicações necessárias e ainda o necessário posto de supervisão. De modo a
permitir ainda uma perceção dos valores dos quadros existentes por piso, de modo a
se poder fazer uma correspondência básica do porquê dos valores associados, efetuar-
se-á uma divisão por grupos de quadros por piso:

o Grupos de Quadro de Potência - Piso -1;

o Grupos de Quadro de Potência - Piso 0;
o Grupos de Quadro de Potência - Piso 1;
o Grupos de Quadros de GTC - Piso -1;
o Grupos de Quadros de GTC - Piso 0;
o Grupos de Quadros de GTC - Piso 1;
o Programação, configuração, comissionamento e instalação do SGTC e
instalações associadas;
o Rede de Cabos;
o Posto de Supervisão.

O projeto baseado na arquitetura com Smart Panels seguirá uma lógica semelhante,
sendo mantido os grupos de custo, de modo a possibilitar uma comparação direta
mais objetiva e facilitada.

157
A Tabela 10 resume os principais custos físicos, com equipamento, aparelhagem e acessórios
afetos aos quadros elétricos de potência e aos QGT.

Os preços sem IVA, indicados para os quadros de potência incluem o fornecimento e

instalação, bem como a mão-de-obra e todos os acessórios necessários. Aos valores dos
QGTs e da colocação em serviço do próprio SGTC, falta acrescentar a engenharia e trabalhos
por parte da empresa instaladora, relacionados com a integração de pontos e sistemas,
parametrização e configuração de equipamentos e de páginas de apresentação, testes e
ensaios, desenvolvimento de algoritmos de controlo, programação de controladores,
formação e telas finais.

Tabela 10 – Custo agrupado estimado dos Quadros Elétricos de Potência e dos QGTs.

Grupos de Quadro Grupos de Quadros

Valor (€) Valor (€)
de Potência de GTC

Quadros do Piso -1 159600 Quadros do Piso -1 12600

Quadros do Piso 0 59700 Quadros do Piso 0 11070

Quadros do Piso 1 73700 Quadros do Piso 1 13075

De acordo com uma empresa fornecedora, instaladora e integradora, a estimativa para os

trabalhos de programação, integração, testes e ensaios, entre outros, assume o valor de
€38200 sem IVA.

Surge também a adição do valor de €4500 para fornecimento, instalação e configuração do

posto de supervisão, gestão e comando do SGTC, que inclui além do hardware, a licença do
software, que por sua vez será personalizado e adaptado às necessidades do cliente e às
definições do projeto.

Por fim, a acrescentar aos valores apresentados na Tabela 10 surge o cálculo dos custos
associados à rede de cabos de interligação entre QGTs e os pontos das instalações elétricas.
Estes cálculos têm por base as medições efetuadas pelo projetista com base nas plantas,
dimensionamento dos cabos de sinal, o diagrama elaborado e os preços PVP de tabelas de
fabricantes e sem IVA. Este valor é estimado em €10725.

158
O valor total estimado para o conjunto das componentes descritas perfaz o valor de €383170.

A Figura 81 ilustra de forma gráfica em termos absolutos os valores envolvidos em cada um

dos grandes grupos apresentados anteriormente, enquanto a Figura 82 realiza a ilustração em
termos relativos.

Grupos de Custo - Valores Absolutos

Posto de Supervisão
Rede de Cabos
Programação, configuração, comissionamento e…
Grupos de Quadros de GTC - Piso 1
Grupos de Quadros de GTC - Piso 0
Grupos de Quadros de GTC - Piso -1
Grupos de Quadro de Potência - Piso 1
Grupos de Quadro de Potência - Piso 0
Grupos de Quadro de Potência - Piso -1

0€ 50 000 € 100 000 € 150 000 € 200 000 €

Figura 81 – Ilustração gráfica dos valores absolutos dos grupos descritos – projeto convencional.

Grupos de Custo - Valores Relativos

Programação, Rede de Cabos
configuração, 3% Posto de Supervisão
comissionamento e 1%
Grupos de Quadros de
GTC - Piso 1 instalação
3% 10%
Grupos de Quadro de
Potência - Piso -1
Grupos de Quadros de 42%
GTC - Piso 0
3%

Grupos de Quadros de
GTC - Piso -1
3%
Grupos de Quadro de
Potência - Piso 1
19%
Grupos de Quadro de Potência -
Piso 0
16%

Figura 82 – Ilustração gráfica dos valores relativos dos grupos descritos – projeto convencional.

159
Por observação das Figuras 81 e 82 é possível concluir que os maiores centros de custo estão
essencialmente relacionados com os quadros de potência, que incluem toda a aparelhagem
de proteção, medição, monitorização e controlo. De facto, estes representam na totalidade
77% do valor total, sendo o grupo dos quadros de potência do piso -1 o que contém o valor
mais elevado, devido essencialmente à presença do quadro geral de baixa tensão.

Note-se os quadros de GTC são responsáveis por cerca de 9% do custo total, valor
semelhante ao valor estimado destinado à programação, configuração, comissionamento e
instalação do SGTC. Assim, este conjunto representa cerca de 20% do valor total associado
ao SGTC e quadros elétricos.

Como já referido, esta estimativa baseia-se nos dados que resultaram da análise ao projeto
de um fornecedor e instalador, não existindo bibliografia que correlacione os tempos de
instalação e comissionamento em obra para as duas hipóteses apresentadas neste trabalho.

A arquitetura baseada em Smart Panels terá pelas considerações e opções técnicas

realizadas, uma estrutura de custos com pesos diferentes. Por exemplo, pela análise às
ilustrações gráficas anteriores e pelo que foi descrito no capítulo anterior, é fácil antever uma
menor componente de custo relativa aos Quadros de GTC face ao projeto convencional
(existe apenas um, com um menor número de pontos).

Como referido ao longo do trabalho, tendo cada quadro a capacidade de comunicar a partir
do ponto onde se encontra diretamente com a rede estruturada, a interligação de quadros
elétricos distantes de QGTs é evitada, minimizando-se os custos com cablagem. Sendo que
os custos da cablagem de ligação estarão incluídos nos custos dos quadros elétricos
(nomeadamente a grande quantidade de cabos pré-conectorizados), os restantes cabos de
interligação a outros equipamentos (e.g. de transporte vertical, de produção de energia, etc
– Figura 79) constituirão o custo adicional desta componente: €900. Note-se então que esta
componente segue a mesma lógica do projeto convencional – está relacionada com a
interligação de pontos aos QGTs respetivos, ou seja, existe uma rede de cabos externa aos
quadros elétricos ou equipamentos onde estes estão localizados.

Se no projeto convencional os custos principais estavam associados aos quadros elétricos de

potência, numa arquitetura com Smart Panels, incorporando estes funções integradas e

160
facilitadas de monitorização, comunicação e gestão de quadros elétricos de potência, além
da rede de cabos interior no quadro elétrico, esta componente de custos será agravada. Além
disso, o custo superior de gamas de aparelhagem desenhadas especificamente para este
sistema de monitorização e comunicação integrada, como é o caso da aparelhagem modular
(que assume um peso significativo dada a elevada quantidade de dispositivos) Acti9,
potencia um maior custo final do quadro elétrico.

De acordo com os valores disponibilizados pelo fornecedor após disponibilização do projeto,

este terá o seguinte custo estimado, como ilustrado na Tabela 11, que inclui ainda o QGT
(QGT-1.1) representado nos diagramas da arquitetura do SGTC com Smart Panels. Os
valores apresentados contemplam o fornecimento, montagem e instalação dos quadros
elétricos, incluindo todos os materiais e acessórios necessários ao seu correto
funcionamento.

Tabela 11 – Custo agrupado estimado dos Smart Panels e QGT-1.1.

Grupos de Quadro Grupos de Quadros

Valor (€) Valor (€)
de Potência de GTC

Quadros do Piso -1 182100 Quadros do Piso -1 4960

Quadros do Piso 0 72150 Quadros do Piso 0 --

Quadros do Piso 1 84620 Quadros do Piso 1 --

De acordo com uma empresa fornecedora, instaladora e integradora, que se encontra a

realizar uma das primeiras grandes instalações em Portugal baseando a arquitetura em Smart
Panels (i.e. sede da EDP em Lisboa), o custo (fortemente associado ao tempo de duração dos
trabalhos) de instalação, comissionamento, ensaios, integração e programação de
dispositivos e do próprio sistema, é significativamente mais reduzido. Com base nos
diagramas elaborados e peças escritas pertinentes, estima-se uma redução em 30% do valor
indicado para o projeto convencional. Assim considerar-se-á um valor de cerca de €26740
para esta componente.

Mais uma vez, repare-se na dificuldade e na dependência de empresas instaladoras para a

obtenção de estimativas em valores absolutos ou relativos ou a estimativa de percentagens

161
 de afetação de uma série de custos, fortemente relacionados com a preparação de obra,
comissionamento, instalação e programação.

Por fim surge a componente de custos relativo ao posto de supervisão estimada em 6000€,
segundo o fabricante e o mesmo instalador. Este inclui além do hardware, a licença dos
grupos de software necessários - software de configuração e testes e software de gestão do
sistema Smart Panels.

Como já referido, a integração deste software relativo aos Smart Panels será integrado
também na interface do software do SGTC, mas como um apêndice, por questões
relacionadas ainda com o desenvolvimento e a disponibilização ainda limitada de
ferramentas que facilitem uma completa e fácil integração por parte do fabricante.

À semelhança das ilustrações gráficas anteriores realizadas para o caso do projeto

convencional em termos de custos de cada componente, apresentam-se nas Figuras 83 e 84
os valores de cada componente no projeto integrando Smart Panels, onde se pode observar
o referido maior custo das componentes relativas aos quadros de potência e posto de
supervisão, mas a redução nas restantes componentes.

Grupos de Custo - Valores Absolutos

Posto de Supervisão
Smart Panels
Rede de Cabos
Convencional
Programação, configuração, comissionamento e instalação

Grupos de Quadros de GTC - Piso 1

Grupos de Quadros de GTC - Piso 0

Grupos de Quadros de GTC - Piso -1

Grupos de Quadro de Potência - Piso 1

Grupos de Quadro de Potência - Piso 0

Grupos de Quadro de Potência - Piso -1

0€ 50 000 € 100 000 € 150 000 € 200 000 €

Figura 83 – Ilustração gráfica dos valores absolutos dos grupos descritos – projeto com Smart Panels.

162
 Grupos de Custo - Valores Relativos
Rede de Cabos
Programação, configuração, 0%
comissionamento e Posto de Supervisão
instalação 2%
7%
Grupos de Quadros
de GTC - Piso -1
1%

Grupos de Quadro de
Potência - Piso 1
23%

Grupos de Quadro de
Potência - Piso 0 Grupos de Quadro de
19% Potência - Piso -1
48%

Figura 84– Ilustração gráfica dos valores relativos dos grupos descritos – projeto com Smart Panels.

Perfazendo o valor total estimado de 377470€ da arquitetura de SGTC integrando Smart

Panels e comparando os valores globais obtidos, existe uma diferença de €5700, pertencendo
o menor custo à opção da arquitetura que integra Smart Panels. Representando este valor
cerca de 1,5% face ao valor total da solução convencional, pode-se concluir, com as devidas
e extensas considerações apresentadas, que não existe uma diferença económica relevante
para este caso prático do ponto de vista puramente económico na fase de implementação.

Se até aqui foi abordada a perspetiva económica no momento inicial, ou seja relativa à
instalação e implementação do sistema, será também importante a abordagem acerca de
possíveis diferenças nos custos associados à exploração da própria instalação.

Como já referido, um SGTC constitui o instrumento que permite, ao longo dos muitos anos
de vida expectável do edifício, estabelecer, adaptar e readaptar, estratégias operacionais,
monitorizar todos os sistemas e órgãos vitais do edifício e ajudar efetivamente o seu gestor
técnico na condução a curto, médio e longo prazo otimizar emissões, consumos, recursos e
custos.

163
Como tal, diferenças que possam resultar dos seguintes fatores, ao longo de toda a vida útil
expectável quer do edifício, mas mais especificamente da instalação elétrica e do SGTC, que
dada a rápida evolução tecnológica se pode fixar em 15-20 anos, levarão a diferenças
substanciais nos custos de exploração:

 Uma instalação mais simplificada e fácil de gerir, exigindo menos recursos humanos
quer na gestão e manutenção;

 Obtenção de um plano de manutenção otimizado, numa perspetiva de predominância

do tipo preventivo;

 Intervenções relacionadas com a própria manutenção que sejam menos custosas quer
em termos de tempo quer de mão-de-obra;

 Maior fiabilidade e robustez de equipamentos, subsistemas e sistemas;

 Disponibilização por parte do fabricante de um acesso facilitado, rápido e a custos

reduzidos de aparelhagem e equipamentos de substituição da mesma gama ou
compatíveis no âmbito da manutenção;

 Disponibilização por parte do fabricante de um acesso facilitado, rápido e a custos

reduzidos de aparelhagem e equipamentos de substituição da mesma gama ou
compatíveis no âmbito da expansibilidade e atualização do sistema. Uma maior
possibilidade de interação e intervenção na instalação, pela monitorização ou
controlo adicional facilitado de pontos no futuro poderá contribuir com maiores
poupanças energéticas e de gestão da instalação;

 Disponibilização por parte do fabricante, fornecedor e instalador de um sistema, de

um suporte e apoio técnico rápido e adequado durante o tempo de vida útil do SGTC
e instalação elétrica, incluindo a realização e execução de planos de formação;

 Disponibilização por parte do fabricante, fornecedor e instalador de um sistema, de

licenças de software livres ou a baixo custo;

Note-se que se a obtenção de estimativas económicas objetivas na fase de implementação

do SGTC foi difícil e exigiu várias considerações, admitindo-se que cada caso é um caso e

164
que a estimativa apresentada possui uma estrutura componível que resulta de e em
considerações, a estimativa de diferença de custos da exploração da mesma instalação com
cada uma das soluções implementadas é impossível nesta presente data, dado que:

 Não existem dados bibliográficos que possam aferir indicadores de poupança entre
uma solução e outra, ou sequer vantagens concretas e objetivas de sistemas que agora
se baseiam em Smart Panels, mas que anteriormente se basearam na arquitetura
tradicional aqui apresentada ;

 Inexistência de casos práticos concretos de edifícios onde foi implementada a solução

de um SGTC integrando Smart Panels que possibilite fornecer dados estatísticos face
a uma solução convencional num mesmo tipo de edifício no que diz respeito aos
custos de exploração anuais;

 Cada edifício é único, tendo características, necessidades e níveis exigidos de

monitorização e gestão diferentes, pelo que os valores destes casos se existissem,
poderiam variar significativamente de edifício para edifício – teria de se enquadrar
este caso prático num tipo referido na bibliografia;

 Para uma comparação rigorosa, seria necessário que uma mesma instalação
funcionasse nas mesmas condições, baseando-se num e noutro tipo de SGTC, o que
não é possível;

 Não existem casos registados da reformulação de um SGTC existente, do tipo

convencional apresentado (estado da arte), com um histórico de dados concretos, que
seria comparado com a exploração da mesma instalação no novo SGTC que integra
Smart Panels ao longo do tempo (em tempos diferentes logo já em condições
diferentes);

Sendo assim, o autor do presente trabalho reserva-se do facto de fornecer estimativas

comparativas de custo ao longo do período de exploração do edifício, remetendo a
comparação para o nível técnico, que repare-se também, é uma análise crítica pessoal mas
justificável em função do projeto desenvolvido, do estudo teórico realizado e da experiência
obtida.

165
É então opinião justificada do autor, pela abordagem teórica e demonstração prática (razões
técnicas e resultados económicos), que as possíveis vantagens de um Smart Panel, na
existência de um SGTC, não são as relacionadas com a introdução de novos pontos a
monitorizar, a eficácia e precisão dessa monitorização, gestão e controlo ou até com as
vantagens económicas no momento de implementação do sistema, mas sim, com fatores
relacionados com a eficiência a diversos níveis.

Uma arquitetura com base num Smart Panel, através de um conjunto de dispositivos,
interfaces, formas e protocolos de comunicação, utilização de cabos pré-conetorizados e um
sistema de parametrização e gestão integrado, terá sim, as seguintes vantagens principais em
relação a uma arquitetura típica de um quadro elétrico com inúmeros pontos de SGTC a
integrar pelo autómato afeto:

 Um projeto de quadro elétrico mais simplificado, considerando as mesmas

necessidades de integração e comunicação em relação a um convencional;

 A possibilidade de redução de uma forma muito significativa da cablagem de

comando e sinal face à solução convencional - a comunicação de estados e ações dos
dispositivos (entradas e saídas) entre o quadro elétrico convencional e o Automation
Server, pode levar implicar uma tão maior quantidade de cabos quanto maior for o
número de pontos a integrar no sistema e maior for a distância do QGT a estes. Se
distância entre o QGT e os pontos definidos na sua área de influência for
significativa, as secções dos condutores terão de ser aumentadas (quedas de tensão),
agravando as consequências sobre a infraestrutura de suporte da sua distribuição (e.g.
caminhos de cabos, tubagem, etc);

 Uma significativa simplificação e redução do tempo de instalação e um

comissionamento mais rápido, fácil e seguro. É referido pelo fabricante que o sistema
criado permite eliminar os possíveis erros tradicionais de montagem e instalação,
devido aos componentes pré-conectorizados, através da disponibilização de uma
única possibilidade de montagem/ligação de componentes. A identificação
automática do dispositivo instalado pelo software e pelo conjunto de testes pré-
determinados e a executar pelo software de configuração permite uma redução
significativa do tempo relativo a este processo.

166
 Um aumento significativo da ergonomia e espaço relativamente ao conjunto de
quadros elétricos. Note-se que esta é por vezes uma questão bastante problemática
tanto no projeto como na instalação devido às elevadas dimensões que os quadros de
distribuição podem tomar para acomodar toda a aparelhagem, dispositivos,
equipamentos, barramentos, cablagem como o espaço necessário para a execução de
operações seguras no seu interior e à sua volta.

o De acordo com as dimensões recolhidas para os diferentes quadros elétricos,

verifica-se que a reformulação dos quadros elétricos, para que se baseassem
no conceito de Smart Panels (integrando portanto mais dispositivos,
nomeadamente as interfaces de comunicação), resultou na ausência de
alterações nas dimensões dos quadros, mantendo-se um espaço de reserva
semelhante (+-5%). Ou seja, os Smart Panels assumem as mesmas dimensões
que os Quadros de Potência do projeto convencional, apesar de integrarem
um maior número de dispositivos no seu interior.

 A possível dispensa de Quadros de SGTC afetos às instalações elétricas, o que leva

a uma maior economia de custos, tempo e espaço bem como uma maior simplicidade
no projeto, instalação, comissionamento e manutenção. Cada quadro é comunicante,
não havendo a necessidade de estabelecer quadros de SGTC, em que o número e
localização será ponderada de acordo com a localização e número de pontos a gerir.
Além disso, não existe a necessidade de dimensionar os condutores referidos no
ponto anterior.

o No caso de estudo, foi possível a dispensa de 5 QGTs pela integração da

medição, monitorização e comunicação no próprio quadro de potência e
distribuição. O QGT complementar ficou afeto às instalações de transporte
vertical, bem como à integração de pontos de dispositivos, equipamentos e
sistemas de campo, nomeadamente na área técnica do posto de
seccionamento e transformação e sala de geradores – permitindo-se assim
uma independência destes equipamentos relativamente aos localizados no
interior de um qualquer quadro elétrico comunicante.

Este facto já era de esperar, dada enfase no capítulo da otimização do espaço

no desenho de um Smart Panel, que visa aproveitar os espaços vazios para a
colocação de dispositivos de medida ou comunicação (por exemplo na Figura

167
 52, é possível verificar que o Smartlink é colocado acima da aparelhagem, de
modo a aproveitar um espaço que de outra maneira não seria aproveitado de
uma forma tão eficaz).

Sendo assim, temos que a generalidade dos QGTs constituirão volumes

disponíveis para outros fins, já que não existem na arquitetura com Smart
Panels apresentada (Tabela 12).

Tabela 12 – Espaço libertado pela escolha da opção que considera a integração de Smart Panels.

Quadro de Gestão Técnica

Dimensões (Amm x Lmm x Pmm) Notas
(Instalações Elétricas)

QGT-1.1 1200x800x300 Mantem-se

QGT-1.2 1200x1000 x300 Dispensado

QGT 0.1 1200x800 x300 Dispensado

QGT 0.2 1200x800 x300 Dispensado

QGT1.1 1200x800 x300 Dispensado

QGT1.2 1200x800 x300 Dispensado

 Um acréscimo de custo, geralmente mais reduzido, por ponto adicional a

monitorizar/atuar (devido à facilidade e disponibilidade de ligação e a cablagem
associada, mão-de-obra, etc);

 A possibilidade de uma monitorização mais abrangente, individualizada e facilitada

no futuro devido à incorporação padrão de monitorização em diversos componentes.
Isto por um lado pode potenciar uma maior possibilidade de redução dos consumos
energéticos e dos seus custos associados pelo acesso a uma maior quantidade de
dados, que de outra forma por opção, não seriam monitorizados (questão de custos),
e por outro dispensar o recurso a medidores externos, de custo e espaço de instalação
acrescido.

168
  Uma manutenção e operação facilitadas durante a exploração (menor infraestrutura
instalada, instalação mais simples, clara e fácil de compreender, software pré-
configurado e facilmente configurável, etc).

Em termos de robustez das soluções, não é de esperar diferenças significativas entre as

soluções. A solução convencional constitui um sistema perfeitamente testado em várias
instalações nos últimos anos, assumindo-se como a evolução esperada numa perspetiva
histórica dos sistemas distribuídos que se baseiam em autómatos para recolha de dados e
transmissão de ordens à aparelhagem.

A solução que integra Smart Panels permanece sem dados concretos no que diz respeito à
sua fiabilidade. Contudo, não é de esperar que existam problemas no âmbito na exploração
do sistema. De facto, a existência de menor e mais simples infraestrutura instalada, mais
clara e fácil de compreender e um software pré-configurado e facilmente configurável
podem facilitar a manutenção (quer preventiva quer corretiva) e operação durante a
exploração, traduzindo-se numa maior fiabilidade e continuidade de exploração.

No que diz respeito à expansibilidade do sistema, ambos apresentam características que o

possibilitam realizar de uma forma relativamente fácil, já que se assumem como modulares.
Sendo o requisito “existência de espaço disponível” comum às duas filosofias, neste tema
existem essencialmente duas perspetivas comparativas:

1- A existência de novos pontos a integrar, com diferentes consequências:

 Como referido é boa prática reservar pontos de ligação ao sistema Enerlin’X nos
quadros elétricos, nomeadamente no que diz respeito à aparelhagem modular e os
Smartlinks. Isto permite que no caso de se instalar nova aparelhagem ou se considerar
a monitorização adicional de aparelhagem já existente, seja apenas necessária a
ligação pelo cabo pré-conectorizado dessa aparelhagem da gama Acti 9, sendo a
configuração praticamente efetuada pelo software subjacente aos Smart Panels,
tendo o utilizador mais o papel de validador dessa, requerendo deste um nível de
formação baixo.

169
 No caso de ser necessário um novo equipamento do sistema Enerlin’X será
necessária a sua configuração e endereçamento, exigindo do utilizador responsável
um maior domínio e conhecimento do sistema, estimando-se no entanto que seja um
processo menos moroso que a integração de novos módulos I/O no QGT para fazer
face a um aumento de pontos ou a ligação a novos pontos distantes do QGT.

 No caso do SGTC convencional poderemos ter a situação em que existe uma reserva
contemplada na Lista de Pontos para esse novo ponto, existindo por isso já uma pré-
configuração do Automation Server para essa integração. Dado que um correto
dimensionamento do número de condutores dos cabos que interligam o QGT aos
quadros elétricos tem como base a Lista de Pontos, existirá também já uma
infraestrutura física de ligação executada (existe uma capacidade de reserva na rede
de cabos).

No caso de não existir esta reserva, seria necessário interligar o QGT afeto a esses
novos pontos (atualizando a Lista de Pontos). No caso de estes se encontrarem
afastados do QGT trará custos acrescidos no que diz respeito a toda a infraestrutura
de cablagem necessária, tempo e mão-de-obra para realizar a interligação física.
Além disso, seria necessário efetuar uma nova programação do Automation Server
desses novos pontos (novas entradas e/ou saídas). Ainda que atualmente seja
disponibilizada uma interface de programação gráfica própria que facilita essa
programação e integração no sistema, esta configuração relativamente à situação
análoga com Smart Panels requer um nível de formação significativamente mais
elevado.

2- A dependência do cliente de um único fabricante, instalador ou fornecedor depois da

implementação do sistema de SGTC.

 Se uma das vantagens principais da arquitetura tradicional é a compatibilidade com

várias gamas de aparelhagem, de diferentes fabricantes, uma das desvantagens da
escolha da arquitetura com Smart Panels tem a ver precisamente com a dependência
de um único fabricante, já que atualmente apenas a Schneider Electric disponibiliza
este sistema.

170
 Repare-se que mesmo que outros fabricantes lancem no mercado sistemas similares,
do ponto de vista do autor, não é de esperar uma compatibilidade significativa entre
aparelhagem e sistemas de comunicação e gestão.

Refira-se o caso dos Smartlinks que possibilitam a ligação facilitada de entradas e

saídas digitais. Isto levar-nos-ia a crer, na teoria, uma integração fácil de aparelhagem
de outros fabricantes. Contudo, segundo dados do fabricante, se existe a possibilidade
de monitorizar (entradas apenas) aparelhagem modular de outros fabricantes (ainda
que depois estes aparelhos não sejam identificados pelo software) tal não aconteceria
com a aparelhagem não modular bem como com a função de comando de
aparelhagem (contactores ou dispositivos motorizados) devido às bases do sistema
de comunicação Enerlin’X.

Tal prende-se com o sistema de identificação, configuração e endereçamento

individual automático do software, que levaria a que os dispositivos de outros
fabricantes fossem identificados como desconhecidos, não reconhecendo as suas
funcionalidades. Se a configuração da monitorização de contactos de aparelhagem
modular não reconhecida pelo software (de outros fabricantes) pode ser realizada
(“forçada”) manualmente, possibilitando o seu funcionamento como “dispositivo
desconhecido”, a monitorização de aparelhagem não modular ou a função de
comando de aparelhagem modular ou não modular será muito difícil de implementar
devido aos mecanismos de funcionamento da gama Acti 9 e de aparelhagem não
modular da Schneider Electric (e.g. sistema ULP de comunicação, interfaces e
conectores próprios, telecomando para dispositivos motorizados, etc).

 Além disso, tem de ser garantida, por parte do fabricante, a compatibilidade, à

medida que a tecnologia evolui, de todos os componentes dos Smart Panels,
incluindo o software.

Repare-se no caso em que era lançada uma nova gama de aparelhagem Acti9, que
seria incompatível com a anterior, tendo-se procedido à descontinuação progressiva
dessa antiga versão.

Se o cliente num momento futuro decidisse expandir o sistema com base no mesmo
conceito, seria impossibilitado por questões de indisponibilidade (quer de produto,
tempos de resposta, etc). Aqui teria de optar por substituir o sistema, recorrer a

171
 quadros de gestão técnica com Automation Servers de modo a complementar a
solução, ou requisitar a um instalador uma integração personalizada, acrescentando
custos à instalação.

Repare-se que o exemplo apresentado é comum, especialmente na área de

tecnologias de informação, em que são desenvolvidas novas versões de softwares
existentes, mas que serão incompatíveis com as anteriores, obrigando o cliente que
dele depende, no caso de ter ou querer atualizar o sistema, a consentir perdas de
informação entre outras.

Apresentam-se também de seguida algumas limitações do ponto de vista do autor deste

trabalho, que complementam as diversas comparações já efetuadas, da solução com Smart
Panels face à convencional, após o seu estudo teórico e aplicação prática:

 Uma outra limitação do ponto de vista do autor tem a ver com a falta de flexibilidade
e aproveitamento de alguns dispositivo, como é o caso do Smartlink, e do próprio
software de configuração e gestão de alarmes. Se os cabos pré-conectorizados
facilitam e agilizam a ligação da aparelhagem ao dispositivo de recolha e
comunicação da informação, levam também a que se tenha de utilizar a totalidade
das 2 entradas digitais e 1 saída digital presentes no conector Ti24 (ver Figura 41),
mesmo que a aparelhagem a monitorizar apenas disponibilize, ou o projeto pretenda
apenas a integração de um número inferior de possibilidades.

Por exemplo, no projeto convencional apenas designamos a integração do “estado”

dos disjuntores modulares de 40A no SGTC com a seguinte lógica: se o disjuntor
está continuamente ligado na ausência de uma sobreintensidade, sendo a equipa de
manutenção (que monitoriza o aparelho) a única a ter a hipótese de mudar localmente
o seu estado para desligado além do disparo, em condições normais, se o disjuntor
disparar, a alteração de “estado” para desligado (“Off”) sinalizará também o disparo
(“trip”).

A ligação deste aparelho, nas mesmas condições objetivo descritas, a um Smartlink

por um cabo pré-conectorizado levará a que apenas se utilize uma entrada digital do
conector Ti24 da régua Smartlink, ficando inacessíveis as restantes possibilidades
(que poderiam ser ligadas a outro aparelho) – a entrada digital restante e a saída
digital. Dado o custo destes equipamentos, rapidamente, para estas condições, se

172
 poderá chegar a um número de Smartlinks bastante superior às reais necessidades
projetadas.

Uma forma de contornar esta limitação, será descarnar o cabo pré-conectorizado,

obtendo-se um cabo que permite total flexibilidade (à semelhança com o que foi
apresentado no projeto convencional). Contudo, sendo a ligação facilitada, rápida e
sem erros entre a aparelhagem e os dispositivos de comunicação no quadro elétrico,
uma das características principais da filosofia subjacente aos Smart Panels, a
disponibilização futura de outros cabos poderia ser a melhor solução.

 Refira-se que o software apresenta também nesta fase ainda limitações no que diz
respeito à flexibilidade de configuração e personalização. Por exemplo, para o
mesmo exemplo prático, se o contacto de “disparo” (“trip”) é ativado, por defeito, é
sinalizado um alarme ao operador no ecrã ou página do sistema de gestão. Contudo,
não é possível configurar um alarme para o caso da ocorrência da mudança de
“estado” (“on/off”) que poderia sinalizar o mesmo acontecimento, se configurado.

Ainda no que diz respeito ao software refira-se que atualmente a integração do

software dedicado e próprio dos Smart Panels, é feita como um apêndice ao software
de gestão técnica centralizada, ou seja, constitui um subprograma deste último, não
sendo uma expansão diretamente implementada sobre o software de SGTC. Ainda
que não existam problemas de compatibilidade e de comunicação entre estes
subsistemas, seria interessante pelo menos a integração total com o sistema de SGTC
do mesmo.

173
5. CONCLUSÕES

Os Sistemas de Gestão Técnica Centralizada (SGTC) possibilitam a monitorização, controlo,

comando e gestão, de forma integrada, das várias instalações existentes no edifício,
nomeadamente as elétricas, de segurança, mecânicas e hidráulicas.

Estima-se que estes sistemas permitam poupanças na ordem dos 15 a 30%[4, 5, 42]. De
facto, a redução dos desperdícios energéticos é um dos pontos fortes dum sistema destes,
onde pela monitorização e análise de padrões comportamentais e características técnicas de
equipamentos é possível uma otimização dos processos tanto ao nível da eficiência
energética como também claramente ao nível da conservação de energia. Além disso, no
caso de anomalia ou avaria, estes enviam avisos e alertas ao serviço de manutenção, para
que sejam tomadas as medidas necessárias à sua correção, reforçando a melhoria de
processos e da segurança do edifício.

Como cada edifício é único, ou seja, tem as suas próprias características construtivas, de
comportamento térmico e de utilização, a otimização proporcionada pelos SGTC e o seu
sucesso depende assim de vários fatores, devendo ser efetuada uma análise prévia e ao longo
da fase de utilização do edifício, da adequação (as características do edifício em si, dos
hábitos de quem o utiliza, níveis de controlo desejados, das metas a cumprir, etc.) do SGTC

175
(estrutura física implementada, estratégia de controlo e otimização definida, etc.) ao caso em
questão.

Neste trabalho foram abordados de uma forma detalhada e pertinente, um conjunto de

tópicos inerentes ou fortemente relacionados com a Gestão Técnica Centralizada, desde a
visão e importância subjacente à sua consideração e implementação, bem como a descrição
das suas funcionalidades principais, abordando ainda a sua evolução e o atual estado da arte.

Foi apresentado ainda um caso prático de estudo, onde foram desenvolvidos dois projetos
de um SGTC afetos às instalações elétricas – sem e com a integração de Smart Panels.

Protocolos e Integração

Referiram-se neste trabalho os problemas comuns e tradicionais de integração e

interoperabilidade de diversos equipamentos e sistemas num mesmo SGTC. Como indicado,
as soluções passam ou por uma integração a nível superior, como é o caso dos web services
(cada vez mais importantes e comuns) e pela comunicação num nível inferior num mesmo
protocolo.

A abordagem teórica aos protocolos de comunicação atualmente mais comuns no que diz
respeito a SGTC, serviu de suporte à compreensão, análise crítica e aplicação prática no caso
de estudo.

Nas arquiteturas apresentadas recorreu-se ao protocolo ModBus RTU (Serial) e ModBus

TCP. Isto deveu-se principalmente ao facto do conceito de Smart Panels possibilitar apenas
uma comunicação nativa nestes protocolos, pelo que para uma mais direta e justa
comparação técnica e económica, fez sentido a escolha deste protocolo para a arquitetura
convencional.

De facto, embora este não seja atualmente um dos com melhor desempenho (sendo preterido
por outros como o Profibus em instalações industriais, nomeadamente em condições
agressivas, onde as questões de fiabilidade e continuidade de operação bem como velocidade
e largura de transmissão de informação são mais exigentes), é um dos mais utilizados e
difundidos neste tipo de instalações. As razões prendem-se por um lado com a simplicidade,
o baixo custo da sua implementação, a facilidade de integração com outras tecnologias e por

176
outro, à existência de uma base muito forte de suporte à sua utilização e desenvolvimento,
de que é exemplo a Schneider Electric.

Deve o leitor notar, que além das características de determinado protocolo, que se constituem
como vantagens ou desvantagens em relação a outras, o suporte, a base de utilizadores,
instaladores e fabricantes é que influem principalmente no sucesso da sua escolha e portanto
na quota de mercado, para as diversas aplicações e âmbitos.

Num SGTC convencional estado da arte, normalmente a interface Homem-Máquina, num

SGTC, baseia-se numa interface SCADA, que permite aceder a toda a informação em tempo
real, assim como mostrar alarmes, registo de históricos, gráficos, programas horários, etc.
Esta interface é desenvolvida para cada edifício, dada a especificidade de cada um, embora
atualmente se recorra cada vez mais a sistemas “template” que servem de base para o
desenvolvimento mais rápido e facilitado.

O uso do TCP/IP e tecnologias padrão da Internet permitem ao sistema ser integrado com as
redes de computação empresariais, criando-se uma plataforma de convergência unificada
para todas as informações no edifício. Atualmente, com a difusão e importância de
tecnologias web, os sistemas de supervisão possibilitam também o acesso remoto pela
internet.

Smart Panels, Arquitetura Convencional e Integrando Smart Panels

Após uma pertinente e descritiva abordagem teórica que fundamenta e suporta a evolução
bem como as bases atuais de um SGTC, seguiu-se a introdução e a apresentação do conceito
de Smart Panels da Schneider Electric. Este baseia-se numa ampla e diversa gama de
possibilidades de medição e monitorização energética e da aparelhagem, que comunica com
o sistema de gestão e controlo da instalação, através de dispositivos no mesmo quadro que
integram funcionalidades de comunicação, sendo assim dispensada a necessidade de
comunicação de informação de um quadro comum através de um sistema externo, de
recolha, comunicação e processamento de informação.

Note o leitor que os objetivos de base, inerentes aos Smart Panels, estão fortemente
relacionados com os de um SGTC - monitorizar, controlar, comandar e gerir, de forma
integrada e otimizada, as várias instalações existentes no edifício (neste caso com destaque

177
para a elétrica ao nível da monitorização energética e da distribuição e alimentação de
energia).

Como já referido, a componente de projeto e caso prático deste trabalho debruçou-se sobre
a componente das instalações elétricas do SGTC, dado que a nível de instalações mecânicas
e outras não existem alterações quanto à filosofia de integração ou não de Smart Panels.

De facto, os resultados que um Smart Panel se propõe atingir são essencialmente os mesmos
de um SGTC afeto às instalações elétricas, integrando num único quadro, a monitorização
energética e de dispositivos de proteção (entre outros) num quadro elétrico, bem como a
monitorização, gestão e execução de ações de forma remota.

Salientando-se o facto, de como referido, o termo Quadro Inteligente e Comunicante ser

também usado como sinónimo para Smart Panel, temos que um Quadro Elétrico
Convencional, quando associado a um Quadro do SGTC (que integra um Automation Server)
e a todo um sistema que se encontra por trás, poderá executar as mesmas funções alvo de
um Smart Panel, sendo portanto o seu conjunto, pela mesma definição, “inteligente” e
“comunicante”.

No entanto note-se que uma arquitetura de um SGTC em grandes edifícios que recorra
apenas a Smart Panels, não é normalmente possível, já que o Smart Panel não pretende nem
pode substituir um SGTC típico que integre outro tipo de instalações. A integração de Smart
Panels num SGTC visa essencialmente a simplificação de um conjunto de processos
relacionados com as instalações elétricas, nomeadamente a relacionada com a aparelhagem
dos quadros elétricos e a monitorização energética.

O desenvolvimento do caso prático em conjunto com as comparações económica e técnica

descritivas realizadas permite concluir que as possíveis vantagens de um Smart Panel, na
existência de um SGTC, não são as relacionadas com a introdução de novos pontos a
monitorizar, a eficácia e precisão dessa monitorização, gestão e controlo ou até com as
vantagens económicas no momento de implementação do sistema, mas sim, com fatores
relacionados com a eficiência a diversos níveis, nomeadamente com a simplificação do
projeto, da instalação que inclui as infraestruturas de cabos e ergonomia dos quadros
elétricos, do comissionamento e da própria exploração da instalação elétrica, traduzindo-se
numa redução dos custos normalmente elevados inerentes à mão de obra associada a todos
estes processos.

178
Contribuições, Considerações e Trabalhos futuros

Numa primeira fase, realizou-se uma apresentação estruturada do que consiste um Sistema
de Gestão Técnica Centralizado (SGTC) atualmente, os seus objetivos, funcionalidades e
potencialidades bem como a sua arquitetura distribuída baseada em Quadros de gestão
Técnica contendo Automation Servers.

Numa segunda fase realizou-se uma abordagem detalhada a um conceito novo no mercado,
designado por Smart Panels introduzido pela Schneider Electric, explicitando e descrevendo
a sua filosofia e componentes como um sistema que é apresentado em catálogos como uma
solução completa, normalmente independente.

Note-se que aliado ao facto de o conceito de Smart Panels ser recente, a documentação
relacionada e fornecida pelo fabricante apenas diz respeito a estes, sendo nessa
documentação a sua integração com o SGTC definida apenas como possível - não existe
para já apoio documental nesta área, pelo que este trabalho assume-se como importante nesse
sentido.

A partir do conhecimento das potencialidades dos Smart Panels, desenvolveu-se a partir de

um projeto convencional de SGTC baseado no estado da arte atual, mais do que o projeto de
uma nova arquitetura que integra Smart Panels – a metodologia de projeto, com a descrição
das considerações tidas e das justificações acerca das opções tomadas.

O facto de este ser o primeiro trabalho de que se encontra registo, que aborda um projeto
concreto de um SGTC um edifício de grandes dimensões com recurso a Smart Panels, leva
a que este se assuma como uma importante referência para trabalhos futuros, de
complemento, revisão e atualização.

Espera-se a partir deste trabalho uma forte contribuição para um melhor conhecimento das
vantagens e desvantagens desta filosofia de projeto, nomeadamente no que diz respeito a
fases pós projeto – instalação e exploração. De referir que precisamente estas fases
necessitam ser abordadas com maior detalhe em futuros trabalhos, dada a inexistência de
dados de casos práticos ou bibliografia.

Relembre-se que apesar de uma forte análise técnica realizada pelo projetista e autor deste
trabalho, a comparação económica é baseada em estimativas e a um conjunto de

179
considerações já descritas e justificadas. A obtenção de dados concretos no que diz respeito
à instalação e exploração é imprescindível para uma análise comparativa completa.

Repare-se que as estimativas são uma ferramenta a que se recorre para o processo de tomada
de decisão - o erro está em acreditar que a estimativa é exata, já que se fosse exata não era
estimativa, era certeza. Note-se que é fácil realizar comparações justificadas e objetivas com
temas extensivamente estudados, a partir de uma grande quantidade de dados objetivos e
concretos com a possibilidade de aplicar técnicas de estatística e obter indicadores
económicos com significância – contudo, é sim difícil, realizar uma análise comparativa
dentro de um tema inovador, sem dados concretos na bibliografia, em contexto aplicado que
depende fortemente de um conjunto muito significativo de fatores.

Como referido, o conceito de Smart Panels é novo e está em evolução tanto em termos de
dispositivos, como de funcionalidades e possibilidades, havendo ainda poucos exemplos de
aplicação, nomeadamente no que diz respeito à sua integração em SGTC.

No presente momento, de acordo com a pesquisa efetuada não existem atualmente na europa
outras empresas a apresentarem este conceito, de medição, comunicação e gestão, integrada
num mesmo quadro elétrico, o de potência.

A apresentação, publicitação e justificação dos Smart Panels como importantes na obtenção

de melhorias nos resultados relacionados com os diversos consumos e gestão da própria
instalação elétrica, pode ser um fator que leve a uma maior penetração do mercado,
integrando ou não um SGTC (note-se a importância cada vez maior de imagem corporativa
de sustentabilidade por parte de edifícios ou empresas). De facto, a divulgação de resultados
económicos, ambientais e sociais a partir de casos práticos de instalações que integrem Smart
Panels, seria importante para a sua implementação em maior escala.

Além disso, existem vantagens técnicas claras, não relacionadas com a componente da
monitorização energética e já aqui discutidas, que nos levam a esperar uma aceitação
progressiva no mercado, bem como a sua integração cada vez mais frequente na componente
de SGTC das instalações elétricas.

Refira-se também que a rápida evolução que o sistema tem tido, poderá conduzir à redução
do número e eliminação de algumas das atuais limitações de dispositivos e do sistema em si,

180
bem como a disponibilização de novas funcionalidades, a descida de preços, e a divulgação
de casos de sucesso potenciarão a sua utilização num maior número de instalações.

A formação de equipas de manutenção neste novo conceito e sistema constituirá também um

papel importante no sucesso a curto prazo desta nova filosofia de medição, monitorização,
comunicação e gestão integrada.

181
Referências Documentais

1. Pacific Northwest National Laboratory, Energy Management and Control System: Desired
Capabilities and Functionality U.S. Department of Energy 2005.

2. Nunes, R., A Automação e Gestão de Edifícios, 2010, Sebenta da Disciplina de Edifícios

Inteligentes e Domótica, Instituto Superior Técnico.

3. Zucker, G., State of the Art in Building Automation and Technology, in Building on PV
potential: turning our walls and rooftops into the building blocks of tomorrow’s energy
system2014, AIT Austrian Institute of Technology: Brussels.

4. Segalstad, S.H., Building Management Systems and Heating, Ventilation, and Air
Conditioning, in International IT Regulations and Compliance2008, John Wiley & Sons,
Ltd. p. 273-287.

5. S. Kamali, G.K., S. Abdali Hajiabadi,, Effect of Building Management System on Energy

Saving. Advanced Materials Research, 2013. 856: p. 333-337.

6. Annaswamy, T.S.a.A.M., Control for Energy-Efficient Buildings. The Impact of Control

Technology, 2011.

7. Adene, Decreto Lei 118-2013-Regulamento de Desempenho Energético dos Edifícios de

Comércio e Serviços (RECS), G.d. Portugal, Editor 2010.

8. Couras, I., Gestão Técnica de Edifícios - Aplicação em Edifício Escolar, in Engenharia

Electrotécnica2011, Instituto Superior de Engenharia do Porto.

9. Nogueira, F., Trabalho de Eficiência Energética sobre o Edifício F do ISEP, desenvolvido

no âmbito do concurso nacional Green Campus, G. Campus, Editor 2011.

10. ERSE, Regulamento de Qualidade de Serviço do Setor Elétrico, G.d. Portugal, Editor
2013.

11. Soares, C. Sistemas de Aquecimento Ventilação e Ar Condicionado. 2012; Available from:

http://www.slideshare.net/Green-Campus/sistemas-deaquecimento-ventilao-e-ar-
condicionado-por-carlos-soares-enerone

12. Provic, Portaria n.º 1532/2008 - Regulamento Técnico de Segurança contra Incêndio em
Edifícios G.d. Portugal, Editor 2008.

13. Ronat, O., The Digital Addressable Lighting Interface (DALI) : An Emerging Energy-
Conserving Lighting Solution. International Rectifier - Technical Article, 2002. 4(1).

14. Contente, C., Interface IP-KNX para um sistema de controlo domótico, in Engenharia
Electrotécnica2013, Instituto Superior de Engenharia do Porto.

15. Anna Pellegrino, V.R.M.L.V., Laura Blaso, Andrea Acquaviva, Edoardo Patti, Anna
Osello, Lighting control and monitoring for energy efficiency: a case study focused on the

182
 interoperability of building management systems, in IEEE International Conference on
Environment and Electrical Engineering 2015, IEEE: Rome.

16. Clark, G.G., Rule-Based Integrated Building Management Systems, in Electrical and
Electronic Engineering1993, Brunel University.

17. al., P.V.P.e., BuildingsLife, a Building Management System (BdMS). Structure and
Infrastructure Engineering, 2015. 10(3).

18. Eddie W. L. Cheng, H.L., A Framework for Analysing System Intelligence of the Building
Control System: A Study of the Integrated Building Management System. Journal of
Management in Engineering, 2002. 2(3).

19. D. Cotroneo, S.R., C. Savy, Object-oriented Design of an Intelligent Building Management

System, in Software Methods and Tools, 20002000.

20. Suresh Kumar, J.P.R., Abhay Kumar Thakur, Building Management System Using PLC
and SCADA. International Journal of Scientific & Engineering Research, 2013. 4(5).

21. Schneider Electric, Redes de Comunicação Industrial - Documento técnico nº2. 2007

22. Merz, H.H., Building Automation – communication Systems with EIB/ KNX, LON, and
BACnet. Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 2009.

23. Enerlon. Common LONWORKS Channel Types. 2012; Available from:

http://www.enerlon.com/JobAids/Common%20LonWorks%20Channel%20Types.doc.

24. Comcontrol, ModBus TCP and RTU; Acedido em 03-06-15; Available from
http://www.ccontrolsys.com/w/Modbus_TCP-RTU, 2012.

25. cellbiol. TCP/IP. 2013; Available from:

http://www.cellbiol.com/bioinformatics_web_development/lib/exe/fetch.php/chapter_1_-
_internet_networks_and_tcp-ip/data_transmission_over_the_internet_through_tcp-ip.png.

26. PROFIBUS, A., PROFIBUS – Descrição Técnica 2006.

27. Modbus, S. Modbus TCP/IP - Technical Article. 2014 13-05-15]; Available from:
http://www.simplymodbus.ca/index.html.

28. Thomas, G., Introduction to Modbus Serial and Modbus TCP. Contemporary Control
Systems, 2008. Volume 9 (4).

29. Schneider Electric. Communication protocols and architectures in iPMCC,. 2013;

Available from: http://www.electrical-
installation.org/enwiki/Communication_protocols_and_architectures_in_iPMCC.

30. Powell, J., PROFIBUS AND MODBUS: A COMPARISON, in Automation.com.

31. LLC, N.B.C. LonWorks Fundamentals. 2003; Available from: http://www.circon.com/wp-

content/uploads/2011/03/LonWorks-Fundamentals.pdf.

32. cs3, Open Protocol for BAS Engineers and Owners - Multiple Diagrams; Acedido em 04-
08-15; Available from http://www.cs3.com/index.cfm/mainpages/2/sitepages/show/77,
2010.

183
33. HANSSON, L., Distributed Building Automation Systems -Implementing the BACnet
communication protocol, in KTH Industrial Engineering and Management2008, Royal
Institute of Technology - Sweden.

34. Rodrigues, V., O protocolo BACnet, in Caminhos para o futuro - 2º Encontro Nacional de
Instaladores 2012.

35. Bushby, S.T., BACnet - A standard communication infrastructure for intelligent buildings.
Automation in Construction, 1997. 6(5): p. 529-540.

36. KNX.org. KNX Basics. 2010; Available from:

http://www.knx.org/media/docs/Flyers/KNX-Basics/KNX-Basics_en.pdf.

37. Silva, J., Aplicação de Interface Com Sistema Domótico EIB in Informática e de
Computadores2007, Instituto Superior Técnico.

38. Seca, N., Sistemas de Informação aplicados a Sistemas de Iluminação Pública in

Departamento de Inovação, Ciência e Tecnologia2013, Universidade Portucalense.

39. Fagerhult. Installation example – classroom with DALI-dimming. Available from:

http://www.fagerhult.com/Light-control/About-DALI/Installation-example--classroom-
with-DALI-dimming/.

40. Schneider Electric, Guide Specification for a SmartStruxure solutionpowered by

StruxureWare Building Operation software, S. Electric, Editor 2012.

41. Schneider Electric, Power Manager - Embedded power management option for -
SmartStruxure solution. Schneider Electric,, 2014.

42. Schneider Electric, SmartStruxure Solution - Powered by StruxureWare Building

Operation. Schneider Electric,, 2013.

43. Schneider Electric, The essential guide of Automation & Control, Schneider Electric
Industries, Editor 2012.

44. Schneider Electric, Automation Server - Catalogue; Available from

http://katalog.schneider-electric.cz/dsmapp/data/pdf/CZ/CMS/IOModules.pdf, 2012.

45. Nogueira, F.S., D., Previsão da Carga Elétrica diária no MIBEL recorrendo a Redes
Neuronais, 2014, Instituto Superior de Engenharia do Porto.

46. Haque, M., Application of Neural Networks in Power Systems; A Review. World Academy
of Science, Engineering and Technology, 2005(6).

47. Schneider Electric, Product selection guide SmartStruxure solution. Schneider Electric
Industries,, 2013.

48. Schneider Electric, SmartStruxure Architecture: Single Automation Server - BACnet;

Acedido em 01-07-15; Available from
http://www.controlservices.com/documents/SmartStruxure_Single_BACnet_v1_4_mobile.p
df, 2012.

49. Schneider Electric, SmartStruxure Architecture: Single Automation Server - LonWorks;

Acedido em 01-07-15; Available from
http://www.controlservices.com/documents/SmartStruxure_Single_LON_MNL_v1_4_mobil
e.pdf, 2012.

184
50. Schneider Electric, SmartStruxure Architecture: Multiple Automation Servers and
Enterprise Server; Acedido em 01-07-15; Available from http://www.schneider-
electric.fr/documents/pageFlip/smartstruxure/pdf/chapitre/SmartStruxure.pdf, 2012.

51. Schneider Electric, Smart Panel: a inteligência ao serviço das instalações eléctricas de
baixa tensão. Voltimum, 2014.

52. Schneider Electric, EnerlinX Communication system for Smart Panels Schneider Electric
Industries, Editor 2014.

53. Schneider Electric, Gestão inteligente da energia - e o seu Quadro Elétrico; Digitalização:
Evolução e Impactos nas Instalações Elétricas BT, 2013.

54. Schneider Electric, Slides do Curso de Formação em Smart Panels, 2015.

55. Schneider Electric, Electrical auxiliaries; Available from http://www2.schneider-

electric.com/resources/sites/SCHNEIDER_ELECTRIC/content/live/FAQS/12000/FA12085
/pt_PT/90081.pdf, 2012.

56. Schneider Electric, Acti9-Catalogue, S. Electric, Editor 2014.

57. Schneider Electric, Smart Panels - Digitized electrical switchboards. 2015.

58. Solar Tubes Análogos; Acedido em 04-08-15; Available from

http://www.distribuicaohoje.com/wp-
content/uploads/sites/2/2015/05/IKEA_Solar_Tubes_620.jpg.

59. Area de Exposição Análoga; Acedido em 04-08-15; Available from

http://shoppingspirit.pt/wp-content/uploads/2013/03/ikea-matosinhos-renova-area.jpg.

60. ASHRAE, ANSI/ASHRAE 135-2004 ANSI/ASHRAE Standards, 2004.

61. Schneider Electric, Tabela de Preços Acti9, Schneider Electric Industries, Editor 2014.

62. Enerlin'X - Interface de communication; ; Acedido em 08-07-15; Available from

http://www.schneider-electric.fr/fr/product-range/61356-enerlin-x-smartlink/?parent-
category-id=61800&parent-subcategory-id=61840.

185
ANEXOS

ANEXO I – Especificações Técnicas de Equipamentos Específicos das

Instalações Elétricas do Caso Prático

ANEXO II – Especificações Técnicas – Sistema e Componentes SmartStruxure

ANEXO III - Lista de Pontos Gestão Técnica Centralizada - Instalações

Elétricas

ANEXO IV - Diagrama da Arquitetura Convencional do Sistema de Gestão

Técnica Centralizada

ANEXO V - Diagrama de Arquitetura Simplificada com Smart Panels

ANEXO VI - Exemplo de reformulacão de Esquemas Unifilares - Smart Panels

ANEXO VII - Diagrama de Arquitetura Detalhada com Smart Panels

Nota:

Os anexos listados seguirão em ficheiros individuais e independentes deste,

devido à sua natureza e formato específico.

186
 DALI Network Router (910)
The 910 Digidim Router uses an Ethernet connection
(10/100 Mbps) as a network backbone, to combine DALI
networks seamlessly.

Basic functionality is available ‘out-of-box’ without any

programming. Helvar’s Designer software allows for
advanced configuration and functional programming of the
router. Power/Status
Power/Status

DALI 1
Dali 1 910
910
DALI 2
Dali 2

Digidim Router
The system provides energy-saving features via presence
Link/Activity
www.helvar.com
Link/Activity
www.helvar.com
(85 to 264)V AC DALI 1 DALI 2

detection and constant light functionality. Further

automation can be achieved through scheduled events.
L N E SC DA- DA+ DA- DA+

OPC server software enables interfacing to Building

Management Systems (BMS).

A PC can be connected to the system for diagnostics and

logging purposes if required, but all data is stored within
the system itself, so there is no need for PC control in
daily operation. The elimination of a central controller
ensures no single point of failure can cause a total system Installation
shutdown.

Key features
• Each router supports a total of 128 DALI devices
(64 devices on each subnet)
• 250 mA power supply for each DALI subnet
• Up to 100 routers may be networked together
• Up to 12 800 DALI devices (16 000 groups) on a router
system
• Industry standard protocols (TCP/IP, UDP/IP and DALI)
• Built-in real time clock
• Universal supply input

Applications
• From single office rooms, meeting rooms and corridors
to a fully networked office building
• From school classrooms to a networked multi-site
m
Ro
(
5 to ute
26
4)
VA
r

University complex
C

DA
liL I
1

P ow

AC
er
/S
D al ta
D al tu

• In hospitals, from patient rooms and treatment rooms

i2 i s

D al
i2
L in
k/
Ac
tiv
ity

to public areas 91

DALI 1
0
ww
w.h
elva
r.c
om

DALI 2
Installation Notes
• For installation in a restricted access location only
• Isolate the mains supply before installation
ETHERNET
• The external mains supply must be protected. External
protection must not exceed 6 A MCB
• All DALI and mains cabling must be 230 V mains rated
• Install the unit horizontally to allow for heat dissipation
• Any enclosure must provide adequate cooling ventilation
• Please refer to the 910 Digidim Router Installation Guide

1 Helvar | Data is subject to change without notice. www.helvar.com

Technical Data
Connections Inputs / Outputs
Mains cable: Solid core up to 4 mm²
Stranded up to 2.5 mm²
DALI cable: 2-wire mains rated, 0.5 mm²
– 2.5 mm² Power/Status
Power/Status

Recommended: 1.0 mm² DALI 1

Dali 1
DALI 2
910
910

– 1.5 mm²
Dali 2

Digidim Router Link/Activity

Link/Activity
www.helvar.com

Maximum length: 300 m

www.helvar.com
(85 to 264)V AC DALI 1 DALI 2

(@ 1.5 mm²) L N E SC DA- DA+ DA- DA+

Ethernet: 1 × RJ45 10/100 Mbps, Cat 5E

up to 100 m (Auto MDI/MDI-X
crossover)

DA-

DA-
DA+

DA+
Power L N E SC DALI 1 DALI 2

Mains supply: 85 VAC – 264 VAC, 45 Hz – 65 Hz ETHERNET

Power consumption: 23 VA
Power circuit protection: 6 A MCB maximum
Supply
Dimensions
DALI: 2 × 250 mA (current limited)
Mechanical data
160 mm
Dimensions: 9U – 160 mm × 58 mm × 100 mm
Weight: 260 g
Mounting: DIN Rail – keep mains and DALI
wiring separate from Ethernet
cable
IP code: IP00 (For installation in a
restricted access location only)
Operating conditions
Ambient temperature: 0 ºC to +40 ºC
Relative humidity: Max. 90 %, non-condensing
Storage temperature: –10 °C to +70 °C
Conformity and standards
DALI data transfer: DALI standard IEC 62386, with
Helvar extensions
EMC emission EN 55015
EMC immunity EN 61547
Safety EN 60950
Isolation: 4 kV
Environment: Complies with WEEE and RoHS
directives

Helvar 910 Digidim Router: Datasheet Doc. D005694, issue 5, 2

2014-08-28
 Multisensor with linked PIR (312)
The DIGIDIM Multisensor is a compact unit containing
sensors to provide energy-saving functions when used in a
DALI system. It contains:
• a light sensor
• a passive infrared (PIR) movement detector
• an infrared receiver (for remote control)

The light sensor measures the ambient light level in the Constant Light Coverage without restrictor
room. The PIR detector enables the system to detect
when a room is occupied. People in the room can use
the DIGIDIM remote controller to set the required light
100°
levels and to carry out basic system programming. The
312 Multisensor is push-fitted into a ceiling or luminaire
housing. 3m

Key Features
• Presence detection has a default time-out of 7.1 m
20 minutes.
• Programmable constant light control for energy
efficiency. Constant Light Coverage with restrictor
• Complete control using the hand-held remote.
• A local switch can be fitted to provide ON/OFF and a
manual dimming function.
40°
• The multisensor’s programmable functions are set by
five DIL switches at the back of the unit.
• These DIL switch settings can be overridden remotely 3m
by DIGIDIM Toolbox or Designer software: no need for
access to the Multisensor after installation.
• The coverage restrictor (provided) can be fitted to the
Multisensor for more precise constant-light coverage. 2.1 m

Presence Detection Coverage

Additional Functions
• The remote control handset can program most
functions; DIGIDIM Toolbox and Designer software give 85°
full system access.
• When multiple linked PIR sensors are connected in 3m
one system, they will communicate with each other
and switch off the loads only when all sensors are
nondetecting.
• The automatic ON/OFF sequence of the presence 5.5 m
detection system has three programmable steps (on;
intermediate; off). Users can define how the loads react
to the automatic presence detection commands from
Intermediate scene Lights Lights
the Multisensor. activated after 20 min off on
ON scene
(Scene 16)
No presence detected
PIR Automatic ON/OFF Sequence
Presence detected

for 20 min

ON scene Default: scene 16 (last level set by user)

INTERMEDIATE
INTERMEDIATE scene Default: scene 14 scene (Scene 14)
OFF scene Default: scene 15

OFF scene
(Scene 15)
20 min (default setting) 20 s (default setting)

1 Helvar | Data is subject to change without notice. www.helvar.com

Technical Data
Dimensions (mm)
Connections
DALI: Removable connector block
Wire size: 0.5 mm² – 1.5 mm²

51.4
Solid or stranded

26.4
Local control: 2 wires
Cable rating: All cables must be mains rated
Maximum length: 50 m
Ø65 Ø65
Power
DALI supply input: 13 V to 22.5 V
Installation: mounting hole
DALI consumption: 15 mA
Sensors
Light sensor: For constant-light functions
>2.0 mm
Presence detector: PIR: Passive infrared presence ø 55.0 mm
detector
Infrared receiver: For remote control commands
Remote control functions
Infrared remote Constant-light level;
control: Group creation and adjustment; 0.5 mm – 2.0 mm
ø 52.0 mm

Scene store and recall

Mechanical data
Mounting hole 52 mm (mounting surface
diameter: 0.5 mm – 2 mm);
55 mm (mounting surface > 2 mm) Installation: Surface back box SBB-C
Bezel diameter: 65 mm (Order separately)
Recommended 80 mm (without cable cover);
clearance depth: 100 mm (with cable cover)
(incl. 50 mm for cabling)
Material (casing): UL94V-0 nylon 46
51
Finish/Colour: Matt / White RAL 9003 67

Weight: 48 g without cable cover;

54 g with cable cover 52

IP code: IP30
30

10 68

Operating conditions
10
36
Ø5 Ø5

Ambient temperature: 0 °C to +50 °C 5

Relative humidity: Max. 90 %, noncondensing

Ø20

Storage temperature: –10 °C to +70 °C

Conformity and Standards
EMC emission: EN 61547
EMC immunity: EN 55015
Safety: EN 60950 Connections
Environment: Complies with WEEE and RoHS
directives
1
OFF

2
3
4
5

DA+ SC DA–

Local Control
DA–
DA+
Helvar 312 Multisensor with linked PIR: Datasheet Doc. D005152, issue 5, 2
2014-11-11
 LCD TouchPanel (924x)
The TouchPanel (924) is a 3.5” touch-sensitive 65 000
colour LCD screen that can be used for controlling and
programming a Helvar lighting control system.

Key Features
• Built-in astronomic real-time clock
• Automatic scene changing (sequences and cycles)
• Integral infrared receiver
• Customisable graphics and user language selection
• Compatible with Helvar DIGIDIM Router system via DALI
• Can be powered by 458 Dimmer

Product Order Code:

9240 White
9241 Polished Brass
9242 Brushed Stainless Steel

1 Helvar | Data is subject to change without notice. www.helvar.com

Technical Data

Connections Dimensions
DALI cable: 2-wire, 1.0 mm² – 1.5 mm²
Example: Belden 8471
S-DIM cable: Low-loss, multistranded RS485
type, up to 1000 m, 0.22 mm²
– 1.5 mm².
Examples: Belden 8102 or Alpha
6222C. One twisted pair for A and B
(85 Ω – 100 Ω impedance), one core
or twisted pair for 0 V, and shield for
screen.
Ethernet: Not used. This port will be
supported in a future firmware
release.
Power
Power supply: 14 VDC – 50 VDC
externally supplied
Power Supply: 401 or 402,
or dimmer packs 91200, 99300,
99400. 14 to 50 V DC. 401 or 402
recommended.
Mechanical data
Dimensions: 146 mm × 35 mm × 88 mm
Weight: 350 g
IP code: IP30
Back box: Requires double-gang UK back box
(provided in the package)
Operating and storage conditions
Ambient temperature: 0 °C to +35 °C
Relative humidity: Max. 90 %, non-condensing
Storage temperature: –10 °C to +70 °C
Conformity and standards
Emission: EN 61000–6–3
Immunity: EN 61547
Safety: EN 60950–1
Environment: Complies with WEEE and RoHS
directives
Software
System: Helvar DIGIDIM or standalone
system
Software: Helvar Designer and Touch-Panel
DALI addresses: See TouchPanel user manual

Helvar 924x LCD Panel: Datasheet Doc. 23 038 1, issue 2, 2

2014-08-28
 Digital Energy™ SG Series
(50-80kVA) Data Sheet Digital Energy™ SG Series
Technical
(50-80kVA)
GENERAL DATA
Topology True On-line double conversion
Nominal output power at PF = 0.7 lag. to 0.8 lag. kVA 50 80
System efficiency 100% load, 0.8 PF : % 91.8 92.0
50% load, 0.8 PF : % 92.2 92.5
Heat rejection at 100% load, 0.8PF and charged battery BTU/hr 12,201 19,005
kW 3.57 5.56
Cooling Air (77°F - 86°F / 25°C - 30°C) CFM 544 847
Audible noise level (at 5 ft.) dB(A) 60 63
Fault Current Rating
Operating temperature range UPS : 32°F - 104°F (0°C - 40°C)
Battery : 68°F - 77°F (20°C - 25°C)
(Note: Higher temperatures shorten battery life)
Storage temperature range UPS : 5°F - 122°F (-15°C to +50°C)
Battery : 32°F - 104°F (0°C - 40°C)
(VRLA) Storage time is 6 months at 77°F (25°C)
(Note : Higher temperatures reduce battery storage time)
Relative humidity 0-95%, non-condensing
Maximum altitude Without derating : 3281ft (no derating)
With derating : 4921ft/-5% 6562ft/-9% 8202ft/-14% 9843ft/-18%
Enclosure Type : Indoor (IP20) and NEMA PE 1
Safety : Internal dead front construction
Cooling : Forced Air (Redundant Fans)
Color : White (RAL 9010)
Installation Rigging : Suitable for handling by forklift
Mounting : Floor mounting holes provided
Installation and maintenance access : Front access required for normal maintenance
Conduit Access : Top and Bottom standard
Standards UL 1778, IEC 62040, ISO9001, FCC Class A Optional
Electrostatic discharge immunity 4kV contact / 8kV air discharge
Configuration Standard : Stand-alone
Optional : RPA™ - up to 8 units may be paralleled in any
combination for redundancy or capacity

GEA-D2021 (Rev. 6, 10/28/09) Page 1 of 5 SG Series (50-80kVA)

RECTIFIER
Configuration Six thyristor, three phase bridge
Input Voltage : 480VAC, 3-phase, 3 wire + ground (NOTE 1)
+/-15% ; (no battery discharge at -20%)
Frequency : 60Hz, +/-10% (54-66Hz)
Power factor : 0.8 lagging (typical)
Inrush current : Limited by soft-start circuit
Power walk-in : 30 seconds (Adjustable)
Output Voltage Tolerance : +/- 1%
DC ripple voltage : +/- 1%
DC ripple current : Max. 5% of battery capacity expressed in amps
Data SG Series (kVA) 50 80
Nominal input (100% load) Current[A] : 65.5 104.7
(0.8 PF load, fully chrg'd bat.) kVA : 54.5 87.0
kW : 43.6 69.5
Maximum input (100% load) Current[A] : 81.0 125.0
(0.8 PF load, max. chrg current) kVA : 67.0 104.0
kW : 50.2 80.8
Max. charge current 0.8 PF load : 15 25

Battery
Battery compatibility Lead-acid or NiCd, VRLA or flooded
Number of cells 240 (lead-acid)
Float voltage at 68F (20C) 540VDC
Minimum discharge voltage 396VDC (adjustable)
Recharge time for 30 minute battery 10 times the discharge time
Battery ground fault detection Standard
Automatic and manual battery test Standard
Data SG Series (kVA) 50 80
100% load, 0.8 PF lag. kWB: 42.3 67.7
Maximum Discharge Current [A]: 100 159

Inverter
Nominal output voltage 480VAC, 3-phase, 4 wire + ground (NOTE 1)
Inverter bridge IGBT technology and Space Vector Modulation
Output Isolation transformer Standard
Output waveform True sine wave
Output voltage tolerance Static: +/- 1%
Load step 0% - 100% - 0% : +/- 3%, recovering to within +/- 1% in 1 cycle
Load step 0% - 50% - 0% : +/-2%, recovering to within +/- 1% in 1 cycle
100% unbalanced load (Ph-N) : +/- 3%
Output voltage distortion 100% linear load : 2% THD maximum
100% non-linear load (per IEC 62040) : 3% THD maximum
Crest factor capability Greater than 3:1
Output neutral rating 200%
Phase displacement 100% balanced load : 120°+/- 1%
100% unbalanced load : 120°+/- 2%
Output frequency Free running : 60Hz, +/- 0.01%
Synchronized with utility : +/- 4% (adjustable from 57.6Hz to 62.4Hz)
Overload capability (on inverter) 125% at 0.8 PF for 10 minutes
150% at 0.8 PF for 60 seconds
Short circuit capability (on inverter) 700% of rated current for first 1.2 ms, followed by
220% for 100 ms, electronically limited
Data SG Series (kVA) 50 80
Maximum Output Current @ 0.8pf [A]: 60.1 96.2

NOTE 1: The Bypass input must be 480V/277V, 3-Phase, 4-Wire, WYE, plus ground, fed from a grounded-
WYE electrical system.

GEA-D2021 (Rev. 6, 10/28/09) Page 2 of 5 SG Series (50-80kVA)

Bypass
Input configuration Common with rectifier (default) or dual input
Primary components Full load rated static switch
Back feed protection
Internal maintenance bypass
Transfer limits +/- 10% of nominal output voltage (adjustable)
Overload capability (on bypass) 110% continuous
200% for 5 minutes
Short circuit capability (on bypass) 1000% for 1/2 cycle (non-repetitive)

External Interface
Alarm contacts (voltage-free) Standard : 6 user defined contacts (form 'C')
Optional : 12 user defined contacts (form 'C')
(23 selectable signals include aux. Inputs 1 & 2)
Serial communication RS-232
Input signals Emergency Power Off (user supplied N.C. contact)
Aux. input 1 * (default = On Generator)
Aux. input 2 * (default = not defined)
* Status displayed on LCD panel

GEA-D2021 (Rev. 6, 10/28/09) Page 3 of 5 SG Series (50-80kVA)

Front Panel Controls, Signals & Alarms

(1) Mimic Diagram: Represents the operational status of the UPS, with integrated LEDs and
power flow indicators

(2) Service Check LED: Turns on when service is due or the internal manual bypass is active

(3) Common Alarm: Visual (LED) and audible signal active when any alarm condition is present

(4) Stop Operation: Visual (LED) and audible signal, activates approx. 3 minutes (adjustable)
before complete and automatic load shutdown (due to a fully discharged
battery or an over temperature condition with normal power not available)

(5) Load Level / Battery Run Time: Bar graph status indicator

(6) LCD Display: Display of UPS metering functions and event history (multi-language)

(7) Push Buttons: (7a) - Inverter On

(7b) - Inverter Off
(7c) - Alarm Silence
(7d) - Lamp Test
(7e) - Load Off with (protective cover)

Optional Features
RPA™ - Redundant Parallel Operation and Intellegent Energy Management (IEM)

Input/Output Transformers - Available in external cabinets for isolation or voltage transformation

5th Harmonic Input Filter - Integral to UPS cabinet. No additional cabinet required

External Maintenance Bypass - Available in 2 or 3 breaker, panel mounted configurations

Remote Status Panel - Active mimic diagram w/ Stop Operation and Summary Alarms

Protection Software - PC operated remote monitoring, control and diagnostics

SNMP Communication - Ethernet interface for network connection

FCC Filter - Brings UPS into compliance with FCC, Class A Specifications

GEA-D2021 (Rev. 6, 10/28/09) Page 4 of 5 SG Series (50-80kVA)

Mechanical Data

50,80 kVA Enclosure

UPS
Dimensions Weight
Rating
(kVA) Height Width Depth UPS Floor Loading
50 71" 31.50" 31.50" 1257 lbs 239 lbs/sq.ft
80 71" 31.50" 31.50" 1489 lbs 283 lbs/sq.ft

UPS Block Diagram

Alternate 1 Alternate 2
1……… Rectifier
2……… Inverter
3……..…Static Bypass
4……… Maintenance Bypass
5……… Utility
6……… Load Output
7……..…Battery
8……… Battery Contactor
FB……. Battery Fuses or Circuit Breaker
F in……AC Input Fuses or Circuit Breaker
Lb……. Battery Line
L in…… Input Line
L out……Output Line

GEA-D2021 (Rev. 6, 10/28/09) Page 5 of 5 SG Series (50-80kVA)

GE Consumer & Industrial
Power Protection

Technical Data Sheets

Digital Energy™ Uninterruptible Power Supply
SitePro 10 – 15 – 20 – 30 – 40 – 60 kVA
400 VAC CE – Series 7

1
S_GE_0
_S7_UP
SP_060

SitePro 10 – 15 – 20 – 30 – 40 kVA SitePro 60 kVA

Manufactured by:
GE Digital Energy
General Electric Company
CH – 6595 Riazzino (Locarno)
Switzerland
T +41 (0)91 / 850 51 51
F +41 (0)91 / 850 51 44
www.gedigitalenergy.com
 GENERAL DATA
Topology VFI, double conversion with integrated transformer
Nominal output power at PF=0.6 ... 1* (10-40) / 0.9 (60) lag. kVA 10 15 20 30 40* 60
Overall efficiency in VFI mode % Up to 91.7 Up to 91.9
Overall efficiency in SEM mode % Up to 97.8 Up to 96.8
Heat dissipation at 100% load in VFI mode,
kW 1.15 1.61 2.14 2.73 3.36 4.92
PF=0.8 lag. and charged battery
Cooling air (25°C ÷ 30°C) m3/h 340 470 625 800 980 1440
Audible noise level dB(A) 55 58 58 60 63 63
*) 40 kVA at PF=1.0 only with 20°C ÷ 25°C ambient temperature
Valve regulated lead-acid (VRLA)-standard, Vented lead-acid, wet
Battery type
battery and NiCd
UPS: 0°C ÷ 40°C
Operating temperature range
Battery: 20°C ÷ 25°C recommended
-25°C ÷ +55°C (higher the temperature, shorter the storage time of
Storage temperature range
the battery)
Storage time of the battery without recharge at 20°C Max. 6 months
Relative humidity Max. 95% (non-condensing)
Max. altitude without power derating 1000m
Power derating (according to IEC 62040-3) 1500m: -5% / 2000m: -9% / 2500m: -14% / 3000m: -18%
Protection degree IP 20 (IEC 60529)
Standards EN 50091 / IEC 62040, CE marking
EMC EN 50091-2 / IEC 62040-2
Electrostatic discharge immunity 4kV contact / 8kV air discharge
Internal protection All live parts shrouded
Transport Cabinet suitable for handling by forklift
Colour RAL 9003 (white)
Installation Can be positioned against a wall and floor fixed
Access Access required at front and right side of the cabinet
External cable connections Bottom-front (standard), top side (optional)
Cooling Forced bottom to top by internal blowers
Up to 8 units parallelable for redundancy or capacity in RPA
Paralleling (RPA version)
configuration (optional)

RECTIFIER
Rectifier bridge Three phase, 6 thyristors, overtemperature protection
Nominal: 3 x 380V / 400V / 415V + N
Standard input voltage Rectifier accepted ph-ph voltage range: 320V ÷ 460V
(320V only for 405 VDC battery floating)
Other input voltages On request
Input frequency 50/60 Hz +/-10% (45 ÷ 66 Hz)
Power factor (with 5th harmonic filter) 0,92
Input current THD at nominal load (with 5th harmonic filter) 8%
Inrush current Limited by soft-start circuit
Power walk-in >30 seconds
Output voltage tolerance +/- 1%
DC voltage ripple <1%
DC current ripple Max. 5% of the battery capacity [Ah], expressed in A
Battery charging characteristic IU (DIN 41773), T° compensated floating voltage
-Battery charging current limit Programmable
Input power data kVA 10 15 20 30 40 60
Input power at inverter nominal load at PF=0.8 lag. 9.2 13.6 18.2 26.7 35.4 52.9
kW
and charged battery at PF=1 (10-40) / 0.9 (60) lag. 11.5 17.0 22.7 33.4 44.2 59.5
Max. input power at inverter nominal load
kW 12.7 18.6 24.8 36.5 46.9 66.2
and max. battery recharge current (programmable)
Max. battery charging current (programmable) at at PF=0.8 lag. 9 13 17 25 33 33
A
the beginning of battery recharge at nominal load at PF=1 (10-40) / 0.9 (60) lag. 3 4 6 8 11 17

Modifications reserved Page 2/5

TDS_SPE_XXX_10K_60K_7GB_V010.doc Technical Data Sheets SitePro 10-15-20-30-40-60 kVA
 BATTERY
Valve regulated lead-acid (VRLA)-standard, Vented lead-acid,
Battery type
wet battery and NiCd
Number of 12 V blocks, 6 cells/block 30 to 32 (30 blocks can be mounted in the UPS cabinet 10-40 kVA)
Float voltage at 20°C 405 ÷ 436V (dependent on the number of blocks)
Min. discharge voltage (programmable) 306V
Recharge time <5 hours up to 90% of battery capacity
“Battery to earth” fault detection Standard
Automatic and manual battery test Standard
Automatic battery contactor Standard (only for SitePro 60 kVA)
Battery power data kVA 10 15 20 30 40 60
Standard autonomy time at 100% load and PF=0.8 lag. Min. 8 10 6 6 6 10
Standard autonomy time at 50% load and PF=0.8 lag. Min. 20 26 16 15 16 25
Standard autonomy time at 100% typical computer load Min. 10 12 8 8 8 12
DC power at full load and PF=0.8 lag. kW 8.6 12.9 17.2 25.8 34.4 51.6
DC power at full load and PF=0.9 lag. kW 9.7 14.5 19.4 29.1 38.7 58.1
DC power at full load and PF=1.0 lag. kW 10.8 16.1 21.5 32.3 43.0 -
DC power at full typical computer load (PF=0.66 lag.) kW 7.1 10.7 14.2 21.3 28.4 42.6
Matching battery cabinets See table on page 3 and 4

INVERTER
Nominal output power at PF=0.6 ... 1.0 lag. (10-40) / 0.9 (60). 10 – 15 – 20 – 30 – 40 – 60 kVA
Nominal output voltage (on site programmable) 3 x 380V / 400V / 415V + N
Inverter bridge SVM (Space Vector Modulation) and IGBT technology
Output transform (for galvanic separation) Standard
Output waveform Sine wave
Output voltage tolerance:
- static .......................................................................................................... +/- 1%
- dynamic (at load step 0 – 100 – 0%) ........................................... +/- 3%
- dynamic (at load step 0 – 50 – 0%).............................................. +/- 2%
- recovery time to +/-1% ..................................................................... 20 ms
- output voltage THD for 100% linear load ................................. <2%
- output voltage THD for 100% non-linear load (EN 50091) <3%
Output voltage tolerance at 100% unbalanced load (Ph-N) +/- 3%
Output frequency 50/60 Hz (selectable)
Output frequency tolerance:
- free-running ........................................................................................... +/- 0.1%
- with mains synchronisation adjustable to ............................... +/- 4%
Phase displacement:
- at 100% balanced load ..................................................................... 120°: +/- 1%
- at 100% unbalanced load................................................................ 120°: +/- 2%
Overload capability (at PF=0.8) 125% - 10 minutes, 150% - 1 minute
Electronic short-circuit protection, current limit to 2.2 times In
Short-circuit characteristic
for 200 ms
Protection clearance capability (selectivity) 20% In within 5-10 ms (with MTCB class C)
Crest factor >3:1

BYPASS
Separate (dual input-recommended) or common to the rectifier
Input connection
input
- Static switch (SCR) on bypass
Primary components - Electromechanic contactors (backfeed protection)
- 2 manual switches for maintenance bypass
Voltage limits for inverter/bypass load transfers +/- 10% (adjustable)
Overload on bypass 200% for 5 minutes and 35 times In for 10 ms, non repetitive

INTERFACING
6 programmable signalling voltage-free contacts - Standard information for easy integration and signalling
(available on Delta and block terminals) - 27 user settable signals
Serial channel RS232 (on Delta 9 pin connector) Standard
- EPO - Emergency Power Off (n/c contact, customer supplied)
Input signals - GEN ON (emergency power supply ON, n/o contact, customer supplied)
- 2 auxiliary signals with settable functionality
Auxiliary power supply - 24 VDC auxiliary power supply (optional)
Note: all indicated values are typical. Variations may be found from one unit to another.

Modifications reserved Page 3/5

TDS_SPE_XXX_10K_60K_7GB_V010.doc Technical Data Sheets SitePro 10-15-20-30-40-60 kVA
 FRONT PANEL CONTROLS, SIGNALS AND ALARMS

• Synoptic diagram of the UPS: represents the operational status with integrated LEDs and power flow indicators.
• SERVICE CHECK (LED): turns on when maintenance is due or the manual bypass is active.
• COMMON ALARM: visual (LED) and audible signal (buzzer), active when an alarm condition is present.
• STOP OPERATION: visual (LED) and audible signal (buzzer) active approx. 3 minutes before complete and automatic load
disconnection (due to an overtemperature condition or fully discharged battery).
• LOAD LEVEL, BATTERY AUTONOMY: status indicator bar graphs.
• MONITORING SYSTEM with multi language LCD display and control keys.
• Push-buttons: - INVERTER ON
- INVERTER OFF
- MUTE
- LAMP TEST
- LOAD OFF (key with protective cover): to be pressed for emergency load disconnection.

OPTIONS

BUILT-IN UPS OPTIONS: 10 kVA 15 kVA 20 kVA 30 kVA 40 kVA 60 kVA

1. RPA kit
2. 24VDC Auxiliary Power Supply
3. Battery contactor Standard
4. Rectifier and/or bypass transformer * * * * * **
th
5. 5 harmonic filter * * * * * **
*) Mounted in UPS cabinet battery cavity, instead of battery **) In additional cabinet

COMMUNICATION:
1. Advanced SNMP Card
2. JUMP software suite
3. IRIS service
4. Modbus RTU Interface
5. RSB - Remote Signalling Box (cable for connection to UPS not included)
6. RMS - Remote Monitoring System (cable for connection to UPS not included)

OPTIONS IN ADDITIONAL CABINETS:

Dimensions (WxDxH): 500x800x1450mm 750x800x1450mm 1100x800x1450mm 100x800x1450mm
10 kVA 15 kVA 20 kVA 30 kVA 40 kVA 60 kVA
1. Rectifier and/or bypass transformer
th
2. 5 harmonic filter
3. 12 pulse rectifier with or without galvanic separation
4. Special voltages: input and/or output On request
5. Centralized maintenance bypass for RPA configuration On request
6. Top cable entry box
7. Empty battery cabinets

External accessories:
1. External battery fuses box On request

Modifications reserved Page 4/5

TDS_SPE_XXX_10K_60K_7GB_V010.doc Technical Data Sheets SitePro 10-15-20-30-40-60 kVA
 TECHNICAL DATA

SitePro 10 – 40 kVA Battery table Width Weight

Autonomy Battery Battery Total Battery + Floor
UPS UPS Battery Total
time capacity cabinet width cabinet loading
(kVA) (Min.) (Ah) (mm) (mm) (Kg) (Kg) (Kg) (Kg) (Kg/m2) S
8 10 - 680 114÷123 - 374÷383 705
15 17 - 680 183÷195 - 443÷455 837

1450mm / 57.08"
30 24 - 680 264÷270 - 524÷530 975
10 43 33 - 680 260 360 - 620 1140
50 38 500 1180 - 498÷560 758÷820 1400
SP_010-040_S6_UPS dimensions_GE_01

100 65 750 1430 - 760÷878 985÷1103 1464

120 2x38 1110 1780 - 1006÷1130 1231÷1355 1285
10 17 - 680 183÷195 - 443÷455 837
15 24 - 680 264÷270 - 524÷530 975
24 33 - 680 360 - 620 1140
800mm
31.49"
15 30 38 500 1180
260
- 498÷560 758÷820 1400
680mm
26.77"
60 65 750 1430 - 760÷878 985÷1103 1464
70 2x38 1100 1780 - 1006÷1130 1231÷1355 1285
SitePro 60 kVA
1
6 17 - 680 183÷195 - 443÷455 837
n_GE_0
dimensio
SP_060_
S7_UPS
10 24 - 680 264÷270 - 524÷530 975
16 33 - 680 360 - 620 1140
20 20 38 500 1180
260
- 498÷560 758÷820 1400
40 65 750 1430 - 760÷878 985÷1103 1464
50 2x38 1100 1780 - 1006÷1130 1231÷1355 1285
6 24 - 680 264÷270 - 574÷580 1067
1'450mm

10 33 - 680 360 - 670 1232

57.08"

30 12 38 500 1180 310 - 498÷560 808÷870 1400

25 65 750 1430 - 760÷878 1070÷1188 1464
30 2x38 1100 1780 - 1006÷1130 1316÷1440 1285
6 33 - 680 360 - 670 1232
40 17 65 750 1430 310 - 760÷878 1070÷1188 1464
20 2x38 1100 1780 - 1006÷1130 1316÷1440 1285
800mm 10 65 750 1500 - 760÷878 1245÷1333 1444
31.49" 750mm 60 12 2x38 1100 1850
455
- 1006÷1130 1461÷1585 1285
29.52"
) At full load and PF=0.8 lag. ) Depending on manufacturer of the battery S) Valid for the max. possible weight ) Max. value for battery cabinet only

UPS BLOCK DIAGRAM, PROTECTIONS AND CABLE SECTIONS

Separated input Rectifier & Bypass (recommended) Common input Rectifier & Bypass
1 Rectifier
2 Inverter
3 Electronic Bypass
4 Manual Bypass
5 Internal Battery (only up to 40 kVA)
6 Mains
7 Load
8 External Battery
F4 External Battery Fuses
F8/9 Internal Battery Fuses (only up to 40 kVA)
*) Alternatively external battery + fuses

Protections and cable sections

Cable sections A, B, C, D, E, K recommended by
Protections for mains voltages
European Standards [In (..) only for Switzerland (SEV/ASE)]
3x380/220V, 3x400/230V, 3x415/240V
Alternatively, local standards to be respected
2
Fuses AgL or equivalent MTCB Cable sections (mm )
kVA F1 F2 F3 F4, F8/F9 A B C/E D K
10 3 x 25A 3 x 20A 3 x 25A 2 x 40A 4x4 (4x6) 4x2,5 (4x4) 5x4 (5x6) 5x2,5 (5x4) 3x6 (3x10)
15 3 x 40A 3 x 25A 3 x 40A 2 x 63A 4x6 (4x10) 4x4 (4x6) 5x6 (5x10) 5x4 (5x6) 3x10 (3x16)
20 3 x 50A 3 x 35A 3 x 50A 2 x 63A 4x10 (4x16) 4x6 (4x10) 5x10 (5x16) 5x6 (5x10) 3x10 (3x16)
30 3 x 63A 3 x 50 3 x 63A 2 x 100A 4x10 (4x16) 4x10 (4x16) 5x10 (5x16) 5x10 (5x16) 2x25+16 (2x35+25)
40 3 x 80A 3 x 63A 3 x 80A 2 x 100A 4x16 (3x25+16) 4x10 (4x16) 5x16 (4x25+16) 5x10 (5x16) 2x25+16 (2x35+25)
3x35+25 4x25 4x35+25 4x25+16 2x50+25
60 3 x 125A 3 x 100A 3 x 125A 2 x 160A
(3x50+25) (4x35) (4x50+25) (4x35+25) (2x70+35)
F1, F2, F3, A, B, C, D, E: supplied by customer. F4: can be supplied by GE.

Modifications reserved Page 5/5

TDS_SPE_XXX_10K_60K_7GB_V010.doc Technical Data Sheets SitePro 10-15-20-30-40-60 kVA
 X880
Modelo do motor 12V2000G65F
Modelo do alternador LSA 49.1 L9A
Classe de performance G3

CARACTERÍSTICAS GERAIS
Frequência (Hz) 50
DESCRIPTIVO Tensão de referência (V) 400/230
Regulação electrónica Potência máx. ESP (kVA) 880
Chassis soldado mecanicamente com apoios anti-vibráticos Potência máx. ESP (kWe) 704
Radiador para uma temperatura de 48/50 °C máx. com Potência máx. PRP (kVA) 800
ventilador mecânico
Potência máx. PRP (kWe) 640
Compensadores de escape
Intensidade (A) 1270
Motor de arranque e alternador de carga 24 V
Painel de controlo opcional M80
Fornecido com óleo e líquido de refrigeração -30°C
Manual de usuário e instalação Painel de controlo opcional TELYS
Painel de controlo opcional KERYS

DIMENSÕES E NÍVEIS SONOROS

DEFINIÇÃO DE POTÊNCIA
PRP : Potência principal disponível em contínuo com carga
variável durante um número ilimitado de horas por ano de acordo
con a ISO 8528-1. DIMENSÕES VERSÃO COMPACTA
ESP : Potência de emergência disponível para uma Comprimento (mm) 3971
utilização de emergência com carga variável de acordo con a ISO
8528-1. Largura (mm) 1848
Opção de sobrecarga não disponível.
Altura (mm) 2150
CONDIÇÕES DE REFERÊNCIA
Segundo a norma ISO8528, a potência nominal do grupo Peso em seco (kg) 5474
electrógeno é dado para uma temperatura de entrada do ar de
25°C, uma pressão barométrica de 100 kPA (Altitude 100m acima
do nível do mar), e humidade relativa de 30%. Para condições
particulares para a sua instalação, consulte-nos.
DIMENSÕES VERSÃO INSONORIZADA
INCERTEZA ASSOCIADA
Para os grupos electrogéneos instalados no interior de edifícios, Tipo de insonorização M427SSI
não é possível especificar o nível sonoro ambiente produzido,
Comprimento (mm) 6400
pois este depende das condições da instalação. Deverá
igualmente ser considerado que, devido ao ruído produzido pela Largura (mm) 2170
circulação do ar, poderão ser necessárias medidas preventivas
adicionais. Altura (mm). 2721
Peso em seco (kg). 8720
Capacidade do depósito (L). 930
Nível de pressão acústica @1m em dB(A) (incerteza
85 (0.7)
associada)
Nível de potência acústica garantido (Lwa) 106

POTÊNCIAS
ESP PRP
Tensões Corrente máxima
kWe kVA kWe kVA
415/240 704 880 640 800 1224
1

400/230 704 880 640 800 1270

Página

380/220 704 880 640 800 1337

240 TRI 704 880 640 800 2117
230 TRI 704 880 640 800 2209
220 TRI 704 880 640 800 2309

Auto-Sueco, Lda.
Rua Conde da Covilhã, 1637 E. N. 10, Ed. Volvo – S. João da Talha Sociedade por Quotas
4100 – 189 Porto – Portugal 2686-955 Sacavém – Portugal Contribuinte nº 500 038 015
Telef. +351 226 150 300 Telef. +351 210 031 200 Matrícula nº 12853 C. R. C. do Porto
Fax +351 226 150 437 Fax +351 210 031 206 Capital Social: 30 000 000 Euros
sdmo@autosueco.pt
 X880
ESPECIFICAÇÕES DO MOTOR

DADOS GERAIS DO MOTOR ESCAPE

MTU Temperatura de gases de escape (°C) 555
12V2000G65F,
Motor 4-temps, Caudal de gases de escape (L/s) 2300
Turbo,
Air/Air DC 12 X Contrapressão máx. escape (mm CE) 500
Disposição dos cilindros V
Cilindrada (C.I.) 23.89 COMBUSTÍVEL
Diâmetro (mm) x Curso (mm) 130 x 150 Consumo @ 110% carga (L/h) 181
Taxa de compressão 16 Consumo @ 100% carga (L/h) 163
Velocidade (RPM) 1500 Consumo @ 75% carga (L/h) 123
Velocidade dos pistões (m/s) 7.5 Consumo @ 50% carga (L/h) 85
Potência máx mecânica em emergência à velocidade
765 Caudal máximo bomba de combustível (L/h) 480
nominal (kW)
Regulação de frequência (%) N/A
BMEP (bar) 23.27 ÓLEO
Tipo de regulação N/A Capacidade de óleo (L) 77
Pressão mín. do óleo (bar) 4.7

SISTEMA DE ARREFECIMENTO Pressão máx. do óleo (bar) 7.5

Capacidade do motor e do radiador (L) 180 Consumo de óleo 100% carga (L/h) 1.63

Temperatura máxima água (°C) 102 Capacidade de óleo no cárter (L) 67

Temperatura da água à saída (°C) 95

Potência do ventilador (kW) 25 BALANÇO TÉRMICO
Caudal de air ventilador sem restrição (m3/s) 20.87 Calor expulso pelo escape (kW) N/A

Contrapressão radiador (mm CE) 20 Calor irradiado para o ambiente (kW) 40

Líquido de refrigeração Glycol-Ethylene Calor expulso pela água (kW) 310

Termostáto (°C) N/A

AR DE ADMISSÃO
EMISSÕES Contrapressão máx.na admissão (mm CE) 150

Emissão PM (g/kW.h) 0.21 Caudal do ar de admissão (L/s) 850

Emissão CO (g/kW.h) 2.79

Emissão HCNOx (g/kW.h) N/A
Emissão HC (g/kW.h) 0.64
2
Página

Auto-Sueco, Lda.
Rua Conde da Covilhã, 1637 E. N. 10, Ed. Volvo – S. João da Talha Sociedade por Quotas
4100 – 189 Porto – Portugal 2686-955 Sacavém – Portugal Contribuinte nº 500 038 015
Telef. +351 226 150 300 Telef. +351 210 031 200 Matrícula nº 12853 C. R. C. do Porto
Fax +351 226 150 437 Fax +351 210 031 206 Capital Social: 30 000 000 Euros
sdmo@autosueco.pt
 X880
ESPECIFICAÇÕES DO ALTERNADOR

DADOS GERAIS OUTROS DADOS

LEROY
Fabricante Potência nominal contínua 40°C (kVA) 825
SOMER
LSA 49.1
Modelo do alternador Potência emergência 27°C (kVA) 910
L9A

Número de fases 3 Rendimento 4/4 carga (%) 95.3

Factor de potência (Cos Phi) 0.8 Caudal de ar (m3/s) 1.2

Altitude (m) 0 à 1000 Relação de curto-circuito (Kcc) 0.45

Sobrevelocidade (rpm) 2250 Reactância síncrona directa (Xd) (%) 285

Número de pólos 4 Reactância síncrona em quadratura (Xq) (%) 171

Sistema de excitação AREP Constante de tempo transitória em vazio (T'do) (ms) 2111

Classe de isolamento / Classe de temperatura em

H / H / 125°K Reactância transitória directa (X'd) (%) 13.5
continuo 40°C

Regulação R450 Constante de tempo transitória (T'd) (ms) 100

Nível de harmónicos em vazío TGH/THC (%) <4 Reactância subtransitória saturada directa (X''d) (%) 10.8

Forma de onda: NEMA=TIF-(TGH/THC) <50 Reactância de sequência zero (Xo) (%) 0.8

Forma de onda: CEI=FHT-(TGH/THC) <2 Reactância de sequência inversa (X2) (%) 11.3

Número de enrolamentos 1 Contante de tempo do induzido (Ta) (ms) 15

Acoplamento Directo Corrente de excitação em vazio (io) (A) 0.9

Regulação da tensão no regime estabelecido (%) +/- 0.5% Corrente de excitação em carga (ic) (A) 3.1

Tempo de resposta (Delta U = 20% transitória) (ms) 500 ms Tempo de excitação en carga (uc) (V) 36

Tempo de resposta (Delta U = 20% transitória) (ms) 500 ms

Arranque (Delta U = 20% perm. ou 50% trans.) (kVA) 2372

Delta U transitório (4/4 carga) - Cos Phi : 0,8 AR (%) 10

Perdas em vazio (W) 9860

Dissipação de calor (W) 32550

3
Página

Auto-Sueco, Lda.
Rua Conde da Covilhã, 1637 E. N. 10, Ed. Volvo – S. João da Talha Sociedade por Quotas
4100 – 189 Porto – Portugal 2686-955 Sacavém – Portugal Contribuinte nº 500 038 015
Telef. +351 226 150 300 Telef. +351 210 031 200 Matrícula nº 12853 C. R. C. do Porto
Fax +351 226 150 437 Fax +351 210 031 206 Capital Social: 30 000 000 Euros
sdmo@autosueco.pt
 X880
DIMENSÕES E NÍVEIS SONOROS

DIMENSÕES VERSÃO INSONORIZADA CONTENTOR ISO20

Tipo de insonorização M427 Tipo de insonorização ISO20 Si

Comprimento (mm) 6400 Comprimento (mm) 6058

Largura (mm) 2170 Largura (mm) 2438

Altura (mm). 2721 Altura (mm). 2896

Peso em seco (kg). 8580 Peso em seco (kg). 10416

Capacidade do depósito (L). 930 Capacidade do depósito (L). 500

Nível de pressão acústica @1m em dB(A) (incerteza Nível de pressão acústica @1m em dB(A) (incerteza
89 (0.7) 87 (0.7)
associada) associada)

Nível de potência acústica garantido (Lwa) 110 Nível de potência acústica garantido (Lwa) 108

CONTENTOR CIR20 SSI

Tipo de insonorização CIR20 SSi

Comprimento (mm) 6058

Largura (mm) 2438

Altura (mm). 2896

Peso em seco (kg). 12000

Capacidade do depósito (L). 500

Nível de pressão acústica @1m em dB(A) (incerteza

79 (0.7)
associada)

Nível de potência acústica garantido (Lwa) 100

4
Página

Auto-Sueco, Lda.
Rua Conde da Covilhã, 1637 E. N. 10, Ed. Volvo – S. João da Talha Sociedade por Quotas
4100 – 189 Porto – Portugal 2686-955 Sacavém – Portugal Contribuinte nº 500 038 015
Telef. +351 226 150 300 Telef. +351 210 031 200 Matrícula nº 12853 C. R. C. do Porto
Fax +351 226 150 437 Fax +351 210 031 206 Capital Social: 30 000 000 Euros
sdmo@autosueco.pt
 X880
PAINEL DE CONTROLO

M80, visualização rápida TELYS, prático e de fácil utilização

O quadro M80 é um quadro de dupla funcionalidade. Através de uma Extremamente polivalente, o quadro TELYS é um quadro muito
simples régua de terminais possibilita a ligação de um quadro eléctrico completo e, no entanto, de fácil utilização graças aos esforços
e funciona como um painel de fácil leitura em cujos mostradores se realizados para optimizar a interface e facilidade de uso. Com um
podem supervisionar os parâmetros básicos do seu grupo grande ecrã de visualisação, botões e uma roda de navegação e
electrogéneo. selecção, opta pela simplicidade de utilização e pela comunicação
com o exterior.
Dispõe das seguintes funcionalidades:
O TELYS oferece as seguintes funcionalidades:
Parâmetros do motor: Taquímetro, Contador horário, Indicador de
temperatura da água, Indicador da pressão do óleo, Botão de Medições eléctricas: Voltímetro, Frequencímetro, Amperímetro.
paragem de emergência, Régua de terminais de conexão para o
cliente, conformidade CE. Parâmetros do motor: Contador horário, Pressão do óleo,
Temperatura da água, Nível de combustível, Velocidade do motor,
Tensão das baterias.

Alarmes e avarias: Pressão do óleo, Temperatura da água, Avaria no

arranque, Sobrevelocidade, Mín./máx. alternador, Mín./máx. tensão da
bateria, Paragem de emergência, Nível de combustível.

Ergonomia: Roda de navegação entre os diferentes menus.

Comunicação: software de controlo à distância, ligações USB,

conexão a PC.

Para obter informação adicional sobre o producto e os seus opcionais,

consulte a documentação comercial.

5
Página

Auto-Sueco, Lda.
Rua Conde da Covilhã, 1637 E. N. 10, Ed. Volvo – S. João da Talha Sociedade por Quotas
4100 – 189 Porto – Portugal 2686-955 Sacavém – Portugal Contribuinte nº 500 038 015
Telef. +351 226 150 300 Telef. +351 210 031 200 Matrícula nº 12853 C. R. C. do Porto
Fax +351 226 150 437 Fax +351 210 031 206 Capital Social: 30 000 000 Euros
sdmo@autosueco.pt
 X880
PAINEL DE CONTROLO

KERYS, sincronismo e flexibilidade

O quadro de comando KERYS foi desenhado para dar resposta às

necessidades específicas do mercado profissional em termos de
utilização e monitorização dos grupos electrogéneos. Desta forma
oferece uma ampla variedade de funções.
Este quadro é montado de série em todos os grupos electrogéneos
destinados ao funcionamento em paralelo e está disponível como
opção na restante gama.
O KERYS pode ser integrado na consola principal, instalado
directamente no grupo, ou num armário em separado, de forma a
satisfazer todas as necessidades de configuração para centrais de
potência de alta e baixa tensão.

O KERYS oferece as seguintes funcionalidades:

Medidas eléctricas: Voltímetro, Frequencímetro, Amperímetro.

Parâmetros do motor: Contador horário, Pressão do óleo,

Temperatura da água, Nível de combustível, Velocidade do motor,
Tensão das baterias.

Alarmes e avarias: Pressão do óleo, Temperatura da água, Avaria no

arranque, Sobrevelocidade, Mín./máx. alternador, Mín./máx. tensão da
bateria, Paragem de emergência.

Características complementares: Sincronismo, Website, Diagnóstico

de avarias, Assistência e manutenção, Curvas e arquivo em memória,
Gestão de impactos de carga, 8 configurações de instalação
disponíveis, homologação segundo as normas internacionais.

Para obter informação adicional consulte a documentação comercial.

6
Página

Auto-Sueco, Lda.
Rua Conde da Covilhã, 1637 E. N. 10, Ed. Volvo – S. João da Talha Sociedade por Quotas
4100 – 189 Porto – Portugal 2686-955 Sacavém – Portugal Contribuinte nº 500 038 015
Telef. +351 226 150 300 Telef. +351 210 031 200 Matrícula nº 12853 C. R. C. do Porto
Fax +351 226 150 437 Fax +351 210 031 206 Capital Social: 30 000 000 Euros
sdmo@autosueco.pt
 V440C2
Modelo do motor TAD1344GE
Modelo do alternador LSA 47.2 VS3
Classe de performance G3

CARACTERÍSTICAS GERAIS
Frequência (Hz) 50
Tensão de referência (V) 400/230
Potência máx. ESP (kVA) 440
Potência máx. ESP (kWe) 352
Potência máx. PRP (kVA) 400
Potência máx. PRP (kWe) 320
Intensidade (A) 635
DESCRIPTIVO
Painel de controlo standard TELYS
Regulação electrónica
Painel de controlo opcional KERYS
Chassis soldado mecanicamente com apoios anti-vibráticos
Disjuntor de potência
Radiador para uma temperatura de 48/50 °C máx. com DIMENSÕES E NÍVEIS SONOROS
ventilador mecânico
Grelha de protecção do ventilador e das peças móveis
Silenciador de 29 dB(A) na versão compacta / 40 dB(A) na DIMENSÕES VERSÃO COMPACTA
versão canopiada Comprimento (mm) 3160
Bateria electrolítica Largura (mm) 1340
Motor de arranque e alternador de carga 24 V
Altura (mm) 1805
Fornecido com óleo e líquido de refrigeração -30°C
Peso em seco (kg) 3110
Manual de usuário e instalação
Capacidade do depósito (L) 470

DIMENSÕES VERSÃO INSONORIZADA – de acordo

com a directiva 2000/14/CE
DEFINIÇÃO DE POTÊNCIA Tipo de insonorização M228
PRP : Potência principal disponível em contínuo com carga
variável durante um número ilimitado de horas por ano de acordo Comprimento (mm) 4475
con a ISO 8528-1.
ESP : Potência de emergência disponível para uma Largura (mm) 1410
utilização de emergência com carga variável de acordo con a ISO Altura (mm). 2430
8528-1.
Opção de sobrecarga não disponível. Peso em seco (kg). 4080
CONDIÇÕES DE REFERÊNCIA Capacidade do depósito (L). 470
Segundo a norma ISO8528, a potência nominal do grupo
electrógeno é dado para uma temperatura de entrada do ar de Nível de pressão acústica @1m em dB(A) (incerteza
78 (0.7)
25°C, uma pressão barométrica de 100 kPA (Altitude 100m acima associada)
do nível do mar), e humidade relativa de 30%. Para condições Nível de potência acústica garantido (Lwa) 98
particulares para a sua instalação, consulte-nos.
INCERTEZA ASSOCIADA
Para os grupos electrogéneos instalados no interior de edifícios,
não é possível especificar o nível sonoro ambiente produzido, POTÊNCIAS
pois este depende das condições da instalação. Deverá ESP PRP
igualmente ser considerado que, devido ao ruído produzido pela Tensões Corrente máxima
kWe kVA kWe kVA
circulação do ar, poderão ser necessárias medidas preventivas
1

415/240 352 440 320 400 612

adicionais. 400/230 352 440 320 400 635
Página

380/220 348 435 316 395 661

240 TRI 352 440 320 400 1059
230 TRI 352 440 320 400 1105
220 TRI 352 440 320 400 1155
220/127 352 440 320 400 1155
200/115 352 440 320 400 1270

Auto-Sueco, Lda.
Rua Conde da Covilhã, 1637 E. N. 10, Ed. Volvo – S. João da Talha Sociedade por Quotas
4100 – 189 Porto – Portugal 2686-955 Sacavém – Portugal Contribuinte nº 500 038 015
Telef. +351 226 150 300 Telef. +351 210 031 200 Matrícula nº 12853 C. R. C. do Porto
Fax +351 226 150 437 Fax +351 210 031 206 Capital Social: 30 000 000 Euros
sdmo@autosueco.pt
 V440C2
ESPECIFICAÇÕES DO MOTOR

DADOS GERAIS DO MOTOR ESCAPE

VOLVO Temperatura de gases de escape (°C) 465
TAD1344GE,
4-temps, Caudal de gases de escape (L/s) 1125
Motor
Turbo,
Air/Water DC Contrapressão máx. escape (mm CE) 1000
6X
Disposição dos cilindros L
COMBUSTÍVEL
Cilindrada (C.I.) 12.78
Consumo @ 110% carga (L/h) 91.5
Diâmetro (mm) x Curso (mm) 131 x 158
Consumo @ 100% carga (L/h) 83.1
Taxa de compressão 18.1 : 1
Consumo @ 75% carga (L/h) 63.3
Velocidade (RPM) 1500
Consumo @ 50% carga (L/h) 42.8
Velocidade dos pistões (m/s) 7.9
Potência máx mecânica em emergência à velocidade Caudal máximo bomba de combustível (L/h) 120
399
nominal (kW)
Regulação de frequência (%) +/- 0.5%
ÓLEO
BMEP (bar) 22.79
Capacidade de óleo (L) 36
Tipo de regulação Electrónico
Pressão mín. do óleo (bar) N/A
Pressão máx. do óleo (bar) N/A
SISTEMA DE ARREFECIMENTO
Consumo de óleo 100% carga (L/h) 0.04
Capacidade do motor e do radiador (L) 44
Capacidade de óleo no cárter (L) 30
Temperatura máxima água (°C) 107
Temperatura da água à saída (°C) N/A
BALANÇO TÉRMICO
Potência do ventilador (kW) 10
Calor expulso pelo escape (kW) 266
Caudal de air ventilador sem restrição (m3/s) 6.7
Calor irradiado para o ambiente (kW) 15
Contrapressão radiador (mm CE) 20
Calor expulso pela água (kW) 155
Líquido de refrigeração Glycol-Ethylene
Termostáto (°C) 82-92
AR DE ADMISSÃO
Contrapressão máx.na admissão (mm CE) 510
EMISSÕES
Caudal do ar de admissão (L/s) 467
Emissão PM (g/kW.h) N/A
Emissão CO (g/kW.h) N/A
Emissão HCNOx (g/kW.h) N/A
Emissão HC (g/kW.h) N/A
2
Página

Auto-Sueco, Lda.
Rua Conde da Covilhã, 1637 E. N. 10, Ed. Volvo – S. João da Talha Sociedade por Quotas
4100 – 189 Porto – Portugal 2686-955 Sacavém – Portugal Contribuinte nº 500 038 015
Telef. +351 226 150 300 Telef. +351 210 031 200 Matrícula nº 12853 C. R. C. do Porto
Fax +351 226 150 437 Fax +351 210 031 206 Capital Social: 30 000 000 Euros
sdmo@autosueco.pt
 V440C2
ESPECIFICAÇÕES DO ALTERNADOR

DADOS GERAIS OUTROS DADOS

LEROY
Fabricante Potência nominal contínua 40°C (kVA) 400
SOMER
LSA 47.2
Modelo do alternador Potência emergência 27°C (kVA) 440
VS3

Número de fases 3 Rendimento 4/4 carga (%) 93.1

Factor de potência (Cos Phi) 0.8 Caudal de ar (m3/s) 0.9

Altitude (m) 0 à 1000 Relação de curto-circuito (Kcc) 0.29

Sobrevelocidade (rpm) 2250 Reactância síncrona directa (Xd) (%) 393

Número de pólos 4 Reactância síncrona em quadratura (Xq) (%) 235

Sistema de excitação SHUNT Constante de tempo transitória em vazio (T'do) (ms) 1771

Classe de isolamento / Classe de temperatura em

H / H / 125°K Reactância transitória directa (X'd) (%) 22.1
continuo 40°C

Regulação N/A Constante de tempo transitória (T'd) (ms) 100

Nível de harmónicos em vazío TGH/THC (%) <1.5 Reactância subtransitória saturada directa (X''d) (%) 15.5

Forma de onda: NEMA=TIF-(TGH/THC) <50 Reactância de sequência zero (Xo) (%) 0.8

Forma de onda: CEI=FHT-(TGH/THC) <2 Reactância de sequência inversa (X2) (%) 18.2

Número de enrolamentos 1 Contante de tempo do induzido (Ta) (ms) 15

Acoplamento Directo Corrente de excitação em vazio (io) (A) 0.9

Regulação da tensão no regime estabelecido (%) +/- 0.5% Corrente de excitação em carga (ic) (A) 3.9

Tempo de resposta (Delta U = 20% transitória) (ms) 500 ms Tempo de excitação en carga (uc) (V) 39

Tempo de resposta (Delta U = 20% transitória) (ms) 500 ms

Arranque (Delta U = 20% perm. ou 50% trans.) (kVA) 729

Delta U transitório (4/4 carga) - Cos Phi : 0,8 AR (%) 17.6

Perdas em vazio (W) 5150

Dissipação de calor (W) 23340

3
Página

Auto-Sueco, Lda.
Rua Conde da Covilhã, 1637 E. N. 10, Ed. Volvo – S. João da Talha Sociedade por Quotas
4100 – 189 Porto – Portugal 2686-955 Sacavém – Portugal Contribuinte nº 500 038 015
Telef. +351 226 150 300 Telef. +351 210 031 200 Matrícula nº 12853 C. R. C. do Porto
Fax +351 226 150 437 Fax +351 210 031 206 Capital Social: 30 000 000 Euros
sdmo@autosueco.pt
 V440C2
DIMENSÕES E NÍVEIS SONOROS

DIMENSÕES VERSÃO INSONORIZADA GRANDE AUTONOMIA

Tipo de insonorização M228 Tipo de insonorização M228 DW

Comprimento (mm) 4475 Comprimento (mm) 4527

Largura (mm) 1410 Largura (mm) 1410

Altura (mm). 2430 Altura (mm). 2700

Peso em seco (kg). 4080 Peso em seco (kg). 4740

Capacidade do depósito (L). 470 Capacidade do depósito (L). 1368

Nível de pressão acústica @1m em dB(A) (incerteza Nível de pressão acústica @1m em dB(A) (incerteza
81 (0.7) 81 (0.7)
associada) associada)

Nível de potência acústica garantido (Lwa) 101 Nível de potência acústica garantido (Lwa) 101

GRANDE AUTONOMIA – de acordo com a directiva

2000/14/CE
Tipo de insonorização M228 DW

Comprimento (mm) 4527

Largura (mm) 1410

Altura (mm). 2700

Peso em seco (kg). 4740

Capacidade do depósito (L). 1368

Nível de pressão acústica @1m em dB(A) (incerteza

78 (0.7)
associada)

Nível de potência acústica garantido (Lwa) 98

4
Página

Auto-Sueco, Lda.
Rua Conde da Covilhã, 1637 E. N. 10, Ed. Volvo – S. João da Talha Sociedade por Quotas
4100 – 189 Porto – Portugal 2686-955 Sacavém – Portugal Contribuinte nº 500 038 015
Telef. +351 226 150 300 Telef. +351 210 031 200 Matrícula nº 12853 C. R. C. do Porto
Fax +351 226 150 437 Fax +351 210 031 206 Capital Social: 30 000 000 Euros
sdmo@autosueco.pt
 V440C2
PAINEL DE CONTROLO

TELYS, prático e de fácil utilização KERYS, sincronismo e flexibilidade

Extremamente polivalente, o quadro TELYS é um quadro muito O quadro de comando KERYS foi desenhado para dar resposta às
completo e, no entanto, de fácil utilização graças aos esforços necessidades específicas do mercado profissional em termos de
realizados para optimizar a interface e facilidade de uso. Com um utilização e monitorização dos grupos electrogéneos. Desta forma
grande ecrã de visualisação, botões e uma roda de navegação e oferece uma ampla variedade de funções.
selecção, opta pela simplicidade de utilização e pela comunicação Este quadro é montado de série em todos os grupos electrogéneos
com o exterior. destinados ao funcionamento em paralelo e está disponível como
opção na restante gama.
O TELYS oferece as seguintes funcionalidades: O KERYS pode ser integrado na consola principal, instalado
directamente no grupo, ou num armário em separado, de forma a
Medições eléctricas: Voltímetro, Frequencímetro, Amperímetro. satisfazer todas as necessidades de configuração para centrais de
potência de alta e baixa tensão.
Parâmetros do motor: Contador horário, Pressão do óleo,
Temperatura da água, Nível de combustível, Velocidade do motor, O KERYS oferece as seguintes funcionalidades:
Tensão das baterias.
Medidas eléctricas: Voltímetro, Frequencímetro, Amperímetro.
Alarmes e avarias: Pressão do óleo, Temperatura da água, Avaria no
arranque, Sobrevelocidade, Mín./máx. alternador, Mín./máx. tensão da Parâmetros do motor: Contador horário, Pressão do óleo,
bateria, Paragem de emergência, Nível de combustível. Temperatura da água, Nível de combustível, Velocidade do motor,
Tensão das baterias.
Ergonomia: Roda de navegação entre os diferentes menus.
Alarmes e avarias: Pressão do óleo, Temperatura da água, Avaria no
Comunicação: software de controlo à distância, ligações USB, arranque, Sobrevelocidade, Mín./máx. alternador, Mín./máx. tensão da
conexão a PC. bateria, Paragem de emergência.

Para obter informação adicional sobre o producto e os seus opcionais, Características complementares: Sincronismo, Website, Diagnóstico
consulte a documentação comercial. de avarias, Assistência e manutenção, Curvas e arquivo em memória,
Gestão de impactos de carga, 8 configurações de instalação
disponíveis, homologação segundo as normas internacionais.

Para obter informação adicional consulte a documentação comercial.

5
Página

Auto-Sueco, Lda.
Rua Conde da Covilhã, 1637 E. N. 10, Ed. Volvo – S. João da Talha Sociedade por Quotas
4100 – 189 Porto – Portugal 2686-955 Sacavém – Portugal Contribuinte nº 500 038 015
Telef. +351 226 150 300 Telef. +351 210 031 200 Matrícula nº 12853 C. R. C. do Porto
Fax +351 226 150 437 Fax +351 210 031 206 Capital Social: 30 000 000 Euros
sdmo@autosueco.pt
Product data sheet 65747
Characteristics capacitor bank - Varset Harmony - 400/415V -
500kvar - 3.8 - 10x50

Main
Commercial Status Commercialised
Range of product VarSet
Device short name Varset Harmony
Device presentation Cubicle A4
Network frequency 50 Hz
Capacitor technology 3P capacitor
Reactive power rating 500 kvar for 400 V AC 50 Hz
Number of steps 10 x 50 kvar
Network voltage 400...415 V AC 50 Hz
Network pollution level Highly polluted ( > 25...< 50 % ) at 400...415 V
[Ui] rated insulation 690 V

It is the duty of any such user or integrator to perform the appropriate and complete risk analysis, evaluation and testing of the products with respect to the relevant specific application or use thereof.
voltage

Complementary
Device composition Varplus² capacitors
Incoming circuit-breaker equipment protection
Detuned reactors
Controller equipment regulation
Contactor

The information provided in this documentation contains general descriptions and/or technical characteristics of the performance of the products contained herein.
Circuit-breaker equipment protection

This documentation is not intended as a substitute for and is not to be used for determining suitability or reliability of these products for specific user applications.

Neither Schneider Electric Industries SAS nor any of its affiliates or subsidiaries shall be responsible or liable for misuse of the information contained herein.
Device wiring Cables
Internal voltage transformer 400/230 V
Capacitor voltage 480 V AC 50 Hz
Tuning order 3.8 - 190 Hz
Capacitance tolerance - 5 % to 10 %
Rated short-duration power frequency withstand 2.5 kV 50 Hz 1 minute
voltage
Maximum permissible voltage 1.1 x Un
[Imp] maximum permanent current 400 V: 1.19 x I1
Colour code ( RAL 9001 )
Height 2000 mm
Width 1600 mm
Depth 600 mm
Product weight 640 kg

Environment
Standards EN 60439-1
IEC 60439-1
IEC 61921
IP degree of protection IP31
Ambient air temperature for operation -5...40 °C
Average ambient air temperature for operation 35 °C ( over 24 hours )
25 °C ( annual )

Sep 20, 2015

1
Product selection guide
SmartStruxure™ solution
Integrated building management system
SmartStruxure™ solution enables you
to monitor, measure, and optimise your
building’s performance throughout its
life cycle — saving energy while saving
money. Because you can’t control what
you don’t measure, SmartStruxure
solution facilitates the exchange and
analysis of data from energy, lighting, fire
safety and HVAC.

I2 Schneider Electric SmartStruxure Solution

Real world requirements
Our customers need to optimise their energy consumption, maintain a
healthy and productive environment, update aging facilities and have anytime,
anywhere access to their building systems.

So they got smart…

SmartStruxure solution
Real simple. Real smart. Real performance.

www.schneider-electric.com I3
Software

StruxureWare™ Building Operation

StruxureWare Building Operation, the software that powers SmartStruxure solution, provides integrated monitoring, control, and
management of energy, lighting, fire safety, and HVAC. It is a centralized system with distributed intelligence that optimizes facility
performance. It is easy-to-use with robust functionality that leverages prior investments with Schneider Electric.

The Enterprise Server is the Windows® application version of a StruxureWare Building Operation Server that collects site-wide data for
aggregation and archiving, yet is flexible enough to run stand-alone applications. The Enterprise Server also serves as a single point
of administration through WorkStation, WebStation and Mobile Application. Reports Server software is included with the Enterprise
Server and enables advanced reporting capabilities.

WorkStation is the interface where users and engineers access their Automation Servers and Enterprise Servers. You can view and
manage graphics, alarms, scheduling, trend logs, and reports. Engineers can configure and maintain all aspects of the StruxureWare
Building Operation software.

WebStation provides a portable, fully functioning user interface to access the Automation and Enterprise Servers using a web browser.
Users can view and manage graphics, alarms, schedules, trend logs, and reports. User accounts can be created, edited, or removed.
WebStation is built in with every Automation Server and Enterprise Server.

Technician Tool Mobile Application is a user interface for day-to-day operation of StruxureWare Building Operation software.
Technician Tool can connect to Automation Servers and Enterprise Servers, and provides easy access to the system from anywhere in
the world. Users can view and manage values, alarms, schedules, and trend logs lists.

Web Services enable systems to easily connect with one another and share information securely across the internet using standard
HTTP and XML-based protocols. Examples: weather forecasts and utility prices.

EcoStruxure™ Web Services provide common and easy integration between Schneider Electric products. It has additional
functionality, including browse the other system’s exposed objects, Read/Write real time values, receive and acknowledge active
alarms, read historical (trend log) data. They can be used with third parties if the standards are implemented.

Part Number Product Name Description

Enterprise Server
Enterprise Server license for a PC server, includes Reports Server license
SXWSWESXX00001 SW-ES-BASE-0

WorkStation*
WorkStation Standard, 1 concurrent user license
SXWSWWORK00001 SW-STATION-STD-0

WorkStation Professional, 1 concurrent user license. Professional WorkStation version includes

SXWSWWORK00002 SW-STATION-PRO-0
Editor licensing (Includes TGML Graphics editor, Function Block & Script Programming)
Programming & Graphics Editor licensing, 1 concurrent user license. TGML Graphics editor,
SXWSWEDIT00001 SW-EDITORS-0 Function Block & Script Programming license only (Used for adding to existing WorkStation
Standard license)
Add-ons
EcoStruxure Web Services (run-time) option – Consume only
SXWSWEWSX00001 SW-EWS-1

EcoStruxure Web Services (run-time) option – Serve & Consume

SXWSWEWSX00002 SW-EWS-2

SXWSWEWSX00003 SW-EWS-3 EcoStruxure Web Services (run-time) option – Serve & Consume, plus Historical trend log data
Web Services (Generic Consume) option
SXWSWGWSX00001 SW-GWS-3

LonWorks Control
Networking Software
SXWSWLNSX00001 SW-OPEN-LNS-SERVER Activation Key for OpenLNS Server
Technician Tool Mobile
Application
Technician Tool Mobile Application, 1 concurrent user license
SXWSWMAPP00001 SW-MAP-1

Technician Tool Mobile Application, 10 concurrent users license

SXWSWMAPP00002 SW-MAP-2

Technician Tool Mobile Application, 25 concurrent users license

SXWSWMAPP00003 SW-MAP-3

Technician Tool Mobile Application, unlimited concurrent users license

SXWSWMAPP00004 SW-MAP-4

* Note: There is no part number for WebStation; it is a default feature of the Automation Server and Enterprise Server (with no need for additional licensing).

www.schneider-electric.com S2
User Interface

Functionality matrix
WorkStation Standard - WorkStation software without graphics editor, script and function block programming editors.
WorkStation Pro - WorkStation software including graphics editor, script and function block programming editors.
WebStation - Direct access to an Automation Server and/or Enterprise Server using a web browser.
WebReports - Direct access to the Reports Server using a web browser.
Mobile App: Technician Tool - Direct access to an Automation Server and/or Enterprise Server using a mobile application.

• Full functionality WorkStation Mobile App:

WorkStation Pro WebStation WebReports
o Partial functionality Standard Technician Tool

Alarms

View alarms • • • •

Manage alarms • • • o *1

Edit alarms • • o *2

Create alarms • •

Support for flashing & audible alarms • •

BACnet

View priority array • • •

Edit priority array • • •

Create devices (includes device discovery) • •

Manage BACnet backup and restore • •

Graphics

View Graphics • • •

Create and edit graphics •

Logs & Extended Logs

View logs • • • • *3

Edit logs • • o *4

Create logs • • o *5

View extended logs • • •

Edit extended logs • • o *4

Create extended logs • •

LON

Create devices (includes device discovery) • •

Manage devices • •
View Network Variables (NVs) and
• • • • *6
Configuration Parameters (CPs)
Edit NVs and CPs • • • • *6

Modbus

Create devices • •

Manage devices • •

View values • • • •

Edit values • • • •

Point Values - e.g. Temperature Setpoint

View values • • • •

Edit values - e.g. "change setpoint" • • • •

Programs

Create and edit customised programs •

View graphical function block viewer • •

* 1 Supports alarm acknowledgement.

* 2 Edit alarm ranges, text, delay times, shunt variables, assignments, deadband.
* 3 View in list format.
* 4 Change parameters - e.g. interval time.
* 5 Create interval log type.
* 6 NVs and CPs are displayed only in SI units.

S3 Schneider Electric SmartStruxure Solution

User Interface

Functionality matrix, continued

• Full functionality WorkStation Mobile App:

WorkStation Pro WebStation WebReports
o Partial functionality Standard Technician Tool

Reports

View reports • • • •

Edit reports • • • *7 •

Create & configure reports • •

Administer reports •

Schedules & Calendars

View schedules and calendars • • • •

Edit schedules and calendars • • o *8 o *8

Create schedules and calendars • •

Users & User Groups

Create and edit users • • o *9

Create and edit user's group membership • • o *9

Create and edit groups • •

Create and edit permissions • •

User Experience

View customised workspaces • • •

Log on as windows Active Directory user • •

Automatic guest account log on •

Password management • • •

Create and edit saved searches • •

View saved search • • •

Ad hoc search • • •

Kiosk mode •

Bookmarking to a particular web view • •

Support for localisation • • • •

Support for translation • • *10 • o *11 •

Ability to change language on the client
•
side
Other
Configure & edit I/O points, field buses,
• •
and communication ports
Create and edit logical structure • •
Create and edit viewers, panels and
• •
workspaces
View & configure Watch pane • •

View events • • •

Administer backup/restore of database • •

Manage archiving • •

* 7 Edit some parameters per report, save changes or make a copy of the report with changes.
* 8 Edit existing only; cannot create or edit recurring calendar events.
* 9 Cannot assign permissions.
*10 Translation is only supported in the WorkStation interface; it is not supported for graphics and programming editors.
*11 Report text can be edited and translated using a Report Definition Language (RDL) editor such as Microsoft® Report Builder.

www.schneider-electric.com S4
Automation Server Family of Modules

Automation Server
The Automation Server is a powerful device that can act as a standalone SmartStruxure solution server and also control I/O modules
and monitor and manage field bus devices. The embedded Automation Server acts as a stand-alone StruxureWare Building Operation
server, mounted with its I/O modules in a small footprint. In medium and large installations, functionality is distributed over multiple
Automation Servers that communicate over TCP/IP.

Automation Server
Part Number SXWAUTSVR10001

Communications
LonWorks FTT-10, BACnet/IP, BACnet
MS/TP, Modbus TCP (Client+Server),
Communication Interface Modbus serial (Master+Slave),
EcoStruxure Web Services, Generic
WebSevice consume
Software
Function Block/Script
Programmability
Programmable
Automation Server Physical
90 W x 114 H x 64 D mm
Dimensions
(3.60 W x 4.50 H x 2.50 D in)
Weight (including baseplate) 0.294 kg (0.65 lb)

Power

Power 24 VDC

Consumption 7W

Environmental
0 °C to 50 °C (32 °F to 122 °F)
Operating Range
0-95% RH (non-condensing)
CPU Internals

CPU Atmel ARM920 160 MHz, 32-bit

Memory 4 GB

Battery No

Real time clock Yes -30 days backup/Super Capacitor

External Features
Eco Friendly ABS/PC, UL94 5VB, IP
Enclosure rating
20 (<12.5 mm protection)
HOA Switches (DO/AO) N/A

Digital Status LEDs Yes

Service Port Yes

Terminals

I/O Expansion Yes - Up to 29 modules/464 max I/O

External Enclosure/Mounting

Mounting DIN-rail or wall mount

Certifications
BACnet Building Controller (B-BC)
BTL and BACnet Operator Workstation
(B-OWS)
FCC 47 CFR § 15, Class B (Emission)

Industry Canada (IC) ICES-003 (Emission)

UL-916 (Energy Management
UL
Equipment)
C-UL US Yes

CE - EU Yes

WEEE - Directive of the European Union Yes

RoHS Directive Yes

Australian C-Tick (Emission)

US Patent 8 207 842, 8 271 102, 7 994 438

S5 Schneider Electric SmartStruxure Solution

Automation Server Family of Modules

Automation Server Power Supply and Module Terminal Bases

The PS-24V is a power supply module that accommodates 24 VAC or 24 VDC input power. Each power supply module delivers reliable
and consistent output power of 24 VDC to the backplane. It can deliver power to the Automation Server and a number of I/O modules
calculated from the Power Budget Table (located below). If more I/O modules are needed, another power supply can be added to the bus.
The power supplies are isolated from each other while also providing communication pass-through.

Part Number Product Name Description

SXWPS24VX10001 PS-24V Power Supply 24 VAC or 21-30 VDC

SXWTBPSW110001 TB-PS-W1 Terminal Base Power Supply (Terminal Base required for each power supply)

SXWTBASW110001 TB-AS-W1 Terminal Base AS (Terminal base required for each Automation Server)

SXWTBIOW110001 TB-IO-W1 Terminal Base I/O (Terminal Base required for each I/O module)

PS-24V
Automation Server Power Supply

NOTE: An appropriate terminal base is required for each module, including the Automation
Server, Automation Server Power Supply and Automation Server I/O Modules. See the above
table for the correct part numbers.

Automation Server I/O Module

Terminal Base and Module Detail

Baseplate

Automation Server Power Supply - Power Budget Table

Power Requirements 24 VDC Power

Automation Server 7W
Power Requirements - Input only I/O

DI-16 1.6 W
RTD-DI-16 1.6 W
UI-16 1.8 W
Power Requirements - Output only I/O

DO-FA-12 1.8 W
DO-FA-12-H 1.8 W
DO-FC-8 2.2 W
DO-FC-8-H 2.2 W
AO-8 4.9 W
AO-8-H 4.9 W
AO-V-8 0.7 W
AO-V-8-H 0.7 W
Power Requirements - Mixed I/O

UI-8/DO-FC-4 1.9 W
UI-8/DO-FC-4-H 1.9 W
UI-8/AO-4 3.2 W
UI-8/AO-4-H 3.2 W
UI-8/AO-V-4 1.0 W
UI-8/AO-V-4-H 1.0 W

www.schneider-electric.com S6
Automation Server Family of Modules

Automation Server I/O Modules

The Automation Server includes support for a broad spectrum of I/O modules. The variety of modules available ensures the right
combination of points for any project, which keeps costs down for our customers. Some modules are available with Hand/Off/Auto
(HOA) switches to provide override control of the outputs.

AO-8,
UI-16 DI-16
AO-8-H
SXWAO8XXX10001,
Part Number SXWUI16XX10001 SXWDI16XX10001
SXWAO8HXX10001
Physical
90 W x 114 H x 64 D mm 90 W x 114 H x 64 D mm 90 W x 114 H x 64 D mm
Dimensions
(3.60 W x 4.50 H x 2.50 D in.) (3.60 W x 4.50 H x 2.50 D in.) (3.60 W x 4.50 H x 2.50 D in.)
Weight (including baseplate) 0.269 kg (0.59 lb.) 0.255 kg (0.56 lb.) 0.279 kg (0.62 lb.)

Power

Power 24 VDC 24 VDC 24 VDC

Consumption 1.8 W 1.6 W 0.7 W

Environmental

UI-16 0 °C to 50 °C (32 °F to 122 °F) 0 °C to 50 °C (32 °F to 122 °F) 0 °C to 50 °C (32 °F to 122 °F)
Operating Range
16 Channel Universal Input 0-95% RH (non-condensing) 0-95% RH (non-condensing) 0-95% RH (non-condensing)
External Features
Eco Friendly ABS/PC, UL94 5VB, Eco Friendly ABS/PC, UL94 5VB, Eco Friendly ABS/PC, UL94 5VB,
Enclosure rating
IP 20 (<12.5 mm protection) IP 20 (<12.5 mm protection) IP 20 (<12.5 mm protection)
HOA Switches (DO/AO) No No Available on -H model

Digital Status LEDs Yes Yes No

Service Port No No No

Terminals

I/O Terminals Terminal base Terminal base Terminal base

External Enclosure/Mounting

Mounting DIN-rail or wall mount DIN-rail or wall mount DIN-rail or wall mount

Certifications

FCC 47 CFR § 15, Class B (Emission) 47 CFR § 15, Class B (Emission) 47 CFR § 15, Class B (Emission)

Industry Canada (IC) ICES-003 (Emission) ICES-003 (Emission) ICES-003 (Emission)

UL-916 (Energy Management UL-916 (Energy Management UL-916 (Energy Management
UL
Equipment) Equipment) Equipment)
C-UL US No No No
DI-16 CE - EU Yes Yes Yes
16 Channel Digital Input
WEEE - Directive of the European
Yes Yes Yes
Union
RoHS Directive Yes Yes Yes

Australian C-Tick (Emission) C-Tick (Emission) C-Tick (Emission)

US Patent 7 994 438 7 994 438 7 994 438

AO-8, AO-8-H
8 Channel Analog Output

S7 Schneider Electric SmartStruxure Solution

Automation Server Family of Modules

Automation Server I/O Modules, continued

AO-8-V, DO-FA-12, DO-FC-8,

AO-8-V-H DO-FA-12-H DO-FC-8-H
SXWAOV8XX10001, SXWDOA12X10001, SXWDOC8XX10001,
Part Number
SXWAOV8HX10001 SXWDOA12H10001 SXWDOC8HX10001
Physical
90 W x 114 H x 64 D mm 90 W x 114 H x 64 D mm 90 W x 114 H x 64 D mm
Dimensions
(3.60 W x 4.50 H x 2.50 D in.) (3.60 W x 4.50 H x 2.50 D in.) (3.60 W x 4.50 H x 2.50 D in.)
Weight (including baseplate) 0.279 kg (0.62 lb.) 0.317 kg (0.70 lb.) 0.332 kg (0.73 lb.)

Power

Power 24 VDC 24 VDC 24 VDC

Consumption 0.7 W 1.8 W 2.2 W

Environmental
0 °C to 50 °C (32 °F to 122 °F) 0 °C to 50 °C (32 °F to 122 °F) 0 °C to 50 °C (32 °F to 122 °F)
AO-V-8 , AO-V-8-H Operating Range
0-95% RH (non-condensing) 0-95% RH (non-condensing) 0-95% RH (non-condensing)
8 Channel Analog Output
Voltage Points External Features
Eco Friendly ABS/PC, UL94 5VB, Eco Friendly ABS/PC, UL94 5VB, Eco Friendly ABS/PC, UL94 5VB,
Enclosure rating
IP 20 (<12.5 mm protection) IP 20 (<12.5 mm protection) IP 20 (<12.5 mm protection)
HOA Switches (DO/AO) Available on -H model Available on -H model Available on -H model

Digital Status LEDs No Yes Yes

Service Port No No No

Terminals

I/O Terminals Terminal base Terminal base Terminal base

External Enclosure/Mounting

Mounting DIN-rail or wall mount DIN-rail or wall mount DIN-rail or wall mount

Certifications

FCC 47 CFR § 15, Class B (Emission) 47 CFR § 15, Class B (Emission) 47 CFR § 15, Class B (Emission)

Industry Canada (IC) ICES-003 (Emission) ICES-003 (Emission) ICES-003 (Emission)

UL-916 (Energy Management UL-916 (Energy Management UL-916 (Energy Management
UL
Equipment) Equipment) Equipment)
C-UL US No No Yes
DO-FA-12 , DO-FA-12-H CE - EU Yes Yes Yes
12 Channel Digital Output,
Form-A WEEE - Directive of the European
Yes Yes Yes
Union
RoHS Directive Yes Yes Yes

Australian C-Tick (Emission) C-Tick (Emission) C-Tick (Emission)

US Patent 2002/96/EC 2002/96/EC 2002/96/EC

DO-FC-8, DO-FC-8-H
8 Channel Digital Output,
Form-C

www.schneider-electric.com S8
Automation Server Family of Modules

Automation Server I/O Modules, continued

UI-8/AO-4, UI-8/AO-V-4, UI-8/DO-4,

UI-8/AO-4-H UI-8/AO-V-4-H UI-8/DO-4-H
SXWUI8A4X10001, SXWUI8V4X10001, SXWUI8D4X10001,
Part Number
SXWUI8A4H10001 SXWUI8V4H10001 SXWUI8D4H10001
Physical
90 W x 114 H x 64 D mm 90 W x 114 H x 64 D mm 90 W x 114 H x 64 D mm
Dimensions
(3.60 W x 4.50 H x 2.50 D in.) (3.60 W x 4.50 H x 2.50 D in.) (3.60 W x 4.50 H x 2.50 D in.)
Weight (including baseplate) 0.276 kg (0.61 lb.) 0.276 kg (0.61 lb.) 0.304 kg (0.67 lb.)

Power

Power 24 VDC 24 VDC 24 VDC

Consumption 3.2 W 1.0 W 1.9 W

Environmental

UI-8/AO-4, UI-8/AO-4-H 0 °C to 50 °C (32 °F to 122 °F) 0 °C to 50 °C (32 °F to 122 °F) 0 °C to 50 °C (32 °F to 122 °F)
Operating Range
8 Channel Universal Inputs with 0-95% RH (non-condensing) 0-95% RH (non-condensing) 0-95% RH (non-condensing)
4 Analog Outputs External Features
Eco Friendly ABS/PC, UL94 5VB, Eco Friendly ABS/PC, UL94 5VB, Eco Friendly ABS/PC, UL94 5VB,
Enclosure rating
IP 20 (<12.5 mm protection) IP 20 (<12.5 mm protection) IP 20 (<12.5 mm protection)
HOA Switches (DO/AO) Available on -H model Available on -H model Available on -H model

Digital Status LEDs Yes Yes Yes

Service Port No No No

Terminals

I/O Terminals Terminal base Terminal base Terminal base

External Enclosure/Mounting

Mounting DIN-rail or wall mount DIN-rail or wall mount DIN-rail or wall mount

Certifications

FCC 47 CFR § 15, Class B (Emission) 47 CFR § 15, Class B (Emission) 47 CFR § 15, Class B (Emission)

Industry Canada (IC) ICES-003 (Emission) ICES-003 (Emission) ICES-003 (Emission)

UL-916 (Energy Management UL-916 (Energy Management UL-916 (Energy Management
UL
Equipment) Equipment) Equipment)
C-UL US Yes Yes Yes
UI-8/AO-V-4, UI-8/AO-V-4-H CE - EU Yes Yes Yes
8 Channel Universal Inputs with
4 Channel Voltage Outputs WEEE - Directive of the European
Yes Yes Yes
(UI-8/AO-V-4-H shown) Union
RoHS Directive Yes Yes Yes

Australian C-Tick (Emission) C-Tick (Emission) C-Tick (Emission)

US Patent 7 994 438 7 994 438 7 994 438

UI-8/DO-FC-4, UI-8/DO-FC-4-H
8 Channel Universal Inputs
with 4 Channel Digital Outputs,
Form-C

S9 Schneider Electric SmartStruxure Solution

Automation Server Family of Modules

Automation Server I/O Modules, continued

RTD-DI-16
Part Number SXWRTD16X10001

Physical
90 W x 114 H x 64 D mm
Dimensions
(3.60 W x 4.50 H x 2.50 D in.)
Weight (including baseplate) 0.269 kg (0.59 lb.)

Power

Power 24 VDC

Consumption 1.6 W

Environmental
0 °C to 50 °C (32 °F to 122 °F)
Operating Range
0-95% RH (non-condensing)
RTD-DI-16
16 Channel Inputs (RTD and External Features
Digital) Combination Module Eco Friendly ABS/PC, UL94 5VB, IP
Enclosure rating
20 (<12.5 mm protection)
HOA Switches (DO/AO) No

Digital Status LEDs Yes

Service Port No

Terminals

I/O Terminals Terminal base

External Enclosure/Mounting

Mounting DIN-rail or wall mount

Certifications

FCC 47 CFR § 15, Class B (Emission)

Industry Canada (IC) ICES-003 (Emission)

UL-916 (Energy Management
UL
Equipment)
C-UL US Yes

CE - EU Yes
WEEE - Directive of the European
Yes
Union
RoHS Directive Yes

Australian C-Tick (Emission)

US Patent 7 994 438

www.schneider-electric.com S10
Automation Server Family of Modules

Automation Server I/O Modules - Inputs and Outputs

AO-8, AO-8-V, DO-FA-12, DO-FC-8,

UI-16 DI-16
AO-8-H AO-8-V-H DO-FA-12-H DO-FC-8-H
SXWAO8XXX10001, SXWAOV8XX10001, SXWDOA12X10001, SXWDOC8XX10001,
Part Number SXWUI16XX10001 SXWDI16XX10001
SXWAO8HXX10001 SXWAOV8HX10001 SXWDOA12H10001 SXWDOC8HX10001
Universal Inputs 16

Digital Contact •

Digital Counter - Low Speed

Digital Counter - Medium Speed •

Digital Counter - High Speed

Digital Supervised •

Analog Voltage - 0-1 V

Analog Voltage - 0-5 V

Analog Voltage - 0-10 V •

Analog Voltage - 2-10 V

Analog Current - 0-20 mA •

Analog Current - 4-20 mA

Analog Resistance •

Analog Thermistor - 10 k •

Analog Thermistor - 1.8 k •

Analog Thermistor - 1 k •

Analog Thermistor - 20 k •

Analog Thermistor - 2.2 k •

Analog RTD - Pt100

Analog RTD - Pt1000

Analog RTD - Ni1000

Analog RTD - LG Ni1000

Digital Inputs 16

Digital Contact •

Counter - Low Speed

Counter - Medium Speed •

Counter - High Speed

Digital Outputs 12 8

Form A, SPST •

Form C, SPDT •

Triac

Analog Outputs 8 8

Voltage - 0-10 V • •

Current - 0-20 mA •

S11 Schneider Electric SmartStruxure Solution

Automation Server Family of Modules

Automation Server I/O Modules - Inputs and Outputs, continued

UI-8/AO-4, UI-8/AO-V-4, UI-8/DO-4,

RTD-DI-16
UI-8/AO-4-H UI-8/AO-V-4-H UI-8/DO-4-H
SXWUI8A4X10001, SXWUI8V4X10001, SXWUI8D4X10001,
Part Number SXWRTD16X10001
SXWUI8A4H10001 SXWUI8V4H10001 SXWUI8D4H10001
Universal Inputs 8 8 8 16*

Digital Contact • • • •

Digital Counter - Low Speed

Digital Counter - Medium Speed • • • •

Digital Counter - High Speed

Digital Supervised • • •

Analog Voltage - 0-1 V

Analog Voltage - 0-5 V

Analog Voltage - 0-10 V • • •

Analog Voltage - 2-10 V

Analog Current - 0-20 mA • • •

Analog Current - 4-20 mA

Analog Resistance • • • •

Analog Thermistor - 10 k • • •

Analog Thermistor - 1.8 k • • •

Analog Thermistor - 1 k • • •

Analog Thermistor - 20 k • • •

Analog Thermistor - 2.2 k • • •

Analog RTD - Pt100 •

Analog RTD - Pt1000 •

Analog RTD - Ni1000 •

Analog RTD - LG Ni1000 •

Digital Inputs

Digital Contact

Counter - Low Speed

Counter - Medium Speed

Counter - High Speed

Digital Outputs 4

Form A, SPST

Form C, SPDT •

Triac

Analog Outputs 4 4

Voltage - 0-10 V • •

Current - 0-20 mA •

* 3 wire RTD sensors will take two of the available universal inputs

www.schneider-electric.com S12
Automation Server Family of Modules

Accessories
The following accessories are available for the Automation Server Family of modules.

Part Number Product Name Description

SXWDINEND10001 DIN-RAIL-CLIP-25 DIN-Rail End Clip, package of 25 pieces

A4-Size blank printable adhesive label sheets for terminals
SXWTERLBL10011 PRINTOUT-A4-W1
(100 Sheets, 18 labels per Sheet)
Letter-size blank printable adhesive label sheets for terminals
SXWTERLBL10012 PRINTOUT-LTR-W1
(100 Sheets, 16 labels per Sheet)
SXWSCABLE10002 S-CABLE-L-1.5M S-Cable extension cord for Automation Server I/O bus, L shaped connectors, 1.5 m
SXWSCABLE10003 S-CABLE-L-0.75M S-Cable extension cable for Automation Server I/O bus, L-shaped connectors, 0.75 m

Reference Architecture

S13 Schneider Electric SmartStruxure Solution

 A B C D E F G H I J K

1
Centro Comercial SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA
LISTA DE PONTOS Instalações Elétricas
2
3 Tipo de Sinal Informações
Quadro do SGT Designação do ponto Inst Localização Equip./ Circuito
ED SD EA SA BUS Observações
4
5
6 PISO-1
7
8 QGT -1.1 1 Contagem de Energia Activa EL. Sala de MT Fornecedor
Contador de Energia do Fornecedor
Contador com saída por impulso
9 QGT -1.1 1 Contagem de Energia Reactiva EL. Sala de MT Fornecedor " Contador com saída por impulso
10 QGT -1.1 1 Tarifa de Ponta EL. Sala de MT Fornecedor " Contacto livre de potencial (NA)
11 QGT -1.1 1 Tarifa de Cheia EL. Sala de MT Fornecedor " Contacto livre de potencial (NA)
12 QGT -1.1 1 Tarifa de Vazio EL. Sala de MT Fornecedor " Contacto livre de potencial (NA)
13 QGT -1.1 1 Tarifa de Super-Vazio EL. Sala de MT Fornecedor " Contacto livre de potencial (NA)
14
15 QGT -1.1 1 Cela de Protecção de Média Tensão - Transformador 1 - Estado
EL. P.T. - Celas Cliente Celas Cliente Contacto livre de potencial (NA)
16 QGT -1.1 1 Cela de Protecção de Média Tensão - Transformador 1 - Disparo
EL. P.T. - Celas Cliente " Contacto livre de potencial (NA)
17 QGT -1.1 1 Cela de Protecção de Média Tensão - Transformador 2 - Estado
EL. P.T. - Celas Cliente " Contacto livre de potencial (NA)
18 QGT -1.1 1 Cela de Protecção de Média Tensão - Transformador 2 - Disparo
EL. P.T. - Celas Cliente " Contacto livre de potencial (NA)
19
20 QGT -1.1 1 Transformador 1 - Pré-Alarme de Temperatura EL. P.T. - Transformador Transformadores Contacto livre de potencial (NA)
21 QGT -1.1 1 Transformador 1 - Alarme de Temperatura EL. P.T. - Transformador " Contacto livre de potencial (NA)
22 QGT -1.1 1 Transformador 2 - Pré-Alarme de Temperatura EL. P.T. - Transformador " Contacto livre de potencial (NA)
23 QGT -1.1 1 Transformador 2 - Alarme de Temperatura EL. P.T. - Transformador " Contacto livre de potencial (NA)
24
25 QGT -1.1 1 Grupo de Socorro - Estado Agrupado de protecções EL. Sala do Grupo Socorro Grupo Socorro Contacto livre de potencial (NA)
26 QGT -1.1 1 Grupo de Socorro - Estado de Funcionamento EL. Sala do Grupo Socorro " Contacto livre de potencial (NA)
27 QGT -1.1 1 Grupo de Socorro - Avaria Agrupada EL. Sala do Grupo Socorro " Contacto livre de potencial (NA)
28 QGT -1.1 1 Grupo de Socorro - Comutador MAN/0/AUTO fora de Automático
EL. Sala do Grupo Socorro Contacto livre de potencial (NA)
29 QGT -1.1 1 Grupo de Socorro - Tensão Baixa nas Baterias EL. Sala do Grupo Socorro " Contacto livre de potencial (NA)
30 QGT -1.1 1 Grupo de Socorro - Paragem por Sobrevelocidade EL. Sala do Grupo Socorro " Contacto livre de potencial (NA)
31 QGT -1.1 1 Grupo de Socorro - Nível Baixo no Tanque de Gasóleo EL. Sala do Grupo Socorro " Contacto livre de potencial (NA)
32 QGT -1.1 3 Grupo de Emerg. - Sinais de Reserva EL. Sala do Grupo Emergência " Contacto livre de potencial (NA)
33 QGT -1.1 1 Grupo de Emerg. - Outras Informações EL. Sala do Grupo Emergência " RS-485
34
35 QGT -1.1 1 Grupo de Emerg. - Estado Agrupado de protecções EL. Sala do Grupo Emergência Grupo Emergência Contacto livre de potencial (NA)
36 QGT -1.1 1 Grupo de Emerg. - Estado de Funcionamento EL. Sala do Grupo Emergência " Contacto livre de potencial (NA)
37 QGT -1.1 1 Grupo de Emerg. - Avaria Agrupada EL. Sala do Grupo Emergência " Contacto livre de potencial (NA)
38 QGT -1.1 1 Grupo de Emerg. - Comutador MAN/0/AUTO fora de Automático
EL. Sala do Grupo Emergência Contacto livre de potencial (NA)
39 QGT -1.1 1 Grupo de Emerg. - Tensão Baixa nas Baterias EL. Sala do Grupo Emergência " Contacto livre de potencial (NA)
40 QGT -1.1 1 Grupo de Emerg. - Paragem por Sobrevelocidade EL. Sala do Grupo Emergência " Contacto livre de potencial (NA)
41 QGT -1.1 1 Grupo de Emerg. - Nível Baixo no Tanque de Gasóleo EL. Sala do Grupo Emergência " Contacto livre de potencial (NA)
42 QGT -1.1 3 Grupo de Emerg. - Sinais de Reserva EL. Sala do Grupo Emergência " Contacto livre de potencial (NA)
43 QGT -1.1 1 Grupo de Emerg. - Outras Informações EL. Sala do Grupo Emergência " RS-485
44
45 QGT -1.1 1 (Do) Transformador 1 - Disjuntor Diferencial Motorizado - Estado
EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 QGBT/QTC1 Contacto livre de potencial (NA)
46 QGT -1.1 1 (Do) Transformador 2 - Disjuntor Diferencial Motorizado -Disparo
EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
47 QGT -1.1 1 (Do) Transformador 1 - Disjuntor Diferencial Motorizado - Estado
EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
48 QGT -1.1 1 (Do) Transformador 2 - Disjuntor Diferencial Motorizado - Disparo
EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
49 QGT -1.1 1 (Do) Transformador 1 - Disjuntor Diferencial Motorizado - Comando
EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Saída a Relé (NA)
50 QGT -1.1 1 (Do) Transformador 2 - Disjuntor Diferencial Motorizado - Comando
EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Saída a Relé (NA)
51 QGT -1.1 1 Interruptor de Entrada QGBT - Posição EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
52 QGT -1.1 1 Descarregador de Sobretensões QGBT - Estado Disjuntor EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
53 QGT -1.1 1 Descarregador de Sobretensões QGBT - Sobretensão EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Página 1(NA)
Contacto livre de potencial de 9
 A B C D E F G H I J K

1
Centro Comercial SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA
LISTA DE PONTOS Instalações Elétricas
2
3 Tipo de Sinal Informações
Quadro do SGT Designação do ponto Inst Localização Equip./ Circuito
ED SD EA SA BUS Observações
4
54 QGT -1.1 18 Disjuntor Diferencial Alimentação QGBT-Quadro Eléctrico i (n=18)
EL.Sala- de
Estado
Quadros - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
55 QGT -1.1 18 Disjuntor Diferencial Alimentação QGBT-Quadro Eléctrico i (n=18)
EL.Sala - Disparo
de Quadros - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
56 QGT -1.1 1 Interruptor Diferencial QGBT - Barramento de Iluminação i (n=1)
EL.Sala
- Estado
de Quadros - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
57 QGT -1.1 5 Interruptor Diferencial QGBT - Barramento de Tomadas/Equip.EL.Sala
i (n=5)de- Quadros
Estado - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
58 QGT -1.1 1 Analisador de Energia - Entrada QGBT EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Comunicação Modbus
59 QGT -1.1 1 Contador Energia EL03 (Elevador) EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Comunicação Modbus
60 QGT -1.1 1 Contador Energia EL04 (Elevador) EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Comunicação Modbus
61 QGT -1.1 1 Contador Energia EL05 (Elevador) EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Comunicação Modbus
62 QGT -1.1 1 Contador Energia EL06 (Elevador) EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Comunicação Modbus
63 QGT -1.1 1 Contador Energia EL07 (Elevador) EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Comunicação Modbus
64 QGT -1.1 1 Contador Energia EL08 (Elevador) EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Comunicação Modbus
65 QGT -1.1 1 Contador Energia QCOB EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Comunicação Modbus
66 QGT -1.1 1 Contador Energia QATHID EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Comunicação Modbus
67 QGT -1.1 1 Analisador de Energia - UPS Geral Edifício EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Comunicação Modbus
68 QGT -1.1 1 Analisador de Energia - UPS Datacenter EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Comunicação Modbus
69
70 QGT -1.1 1 Inversor Rede/Grupo1 - Alimentação com origem na Rede -EL.Sala
Estado de Quadros - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
71 QGT -1.1 1 Inversor Rede/Grupo1 - Alimentação com origem na Rede -EL.Sala
Disparode Quadros - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
72 QGT -1.1 1 Inversor Rede/Grupo1 - Alimentação com origem na Rede -EL.Sala
Comandode Quadros - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
73 QGT -1.1 1 Inversor Rede/Grupo1 - Alimentação com origem no Grupo de
EL.Sala
Socorro
de -Quadros
Estado - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
74 QGT -1.1 1 Inversor Rede/Grupo1 - Alimentação com origem no Grupo de
EL.Sala
Socorro
de -Quadros
Disparo - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
75
76 QGT -1.1 1 Inversor Rede/Grupo2 - Alimentação com origem na rede socorrida
EL. Sala- Estado
de Quadros - QTCSEG QTCSEG Contacto livre de potencial (NA)
77 QGT -1.1 1 Inversor Rede/Grupo2 - Alimentação com origem no Grupo de
EL.Emergência
Sala de Quadros
- Estado
- QTCSEG " Contacto livre de potencial (NA)
78
79 QGT -1.1 1 Transformador de isolamento - Pré-Alarme de Temperatura EL. Sala de Quadros - TITransformador de Isolamento
Contacto livre de potencial (NA)
80 QGT -1.1 1 Transformador de isolamento - Alarme de Temperatura EL. Sala de Quadros - TI " Contacto livre de potencial (NA)
81
82 QGT -1.1 1 Bateria de Condensadores - Alimentação Relé Varimétrico EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1
P.T. - BATERIA DE CONDENSADORES
Contacto livre de potencial (NA)
83 QGT -1.1 1 Bateria de Condensadores - Avaria Relé Varimétrico EL.Sala de Quadros - QGBT/QTC1 " Contacto livre de potencial (NA)
84
85 QGT -1.1 1 Inversor Rede/Grupo2 - Alimentação com origem na rede socorrida
EL. Sala- Estado
de Quadros - QTCSEG QTCSEG Contacto livre de potencial (NA)
86 QGT -1.1 1 Inversor Rede/Grupo2 - Alimentação com origem no Grupo de EL.Emergência
Sala de Quadros
- Estado
- QTCSEG " Contacto livre de potencial (NA)
87 QGT -1.1 1 Disjuntor de Entrada QSEG - Estado EL. Sala de Quadros - QSEG QSEG Contacto livre de potencial (NA)
88 QGT -1.1 1 Disjuntor de Entrada QSEG - Disparo EL. Sala de Quadros - QSEG " Contacto livre de potencial (NA)
89 QGT -1.1 1 Descarregador de Sobretensões QSEG - Estado Disjuntor EL. Sala de Quadros - QSEG " Contacto livre de potencial (NA)
90 QGT -1.1 1 Descarregador de Sobretensões QSEG - Sobretensão EL. Sala de Quadros - QSEG " Contacto livre de potencial (NA)
91 QGT -1.1 8 Disjuntor Diferencial Alimentação QSEG-Quadro Eléctrico i EL.
(n=8) -Sala
Estado
de Quadros - QSEG " Contacto livre de potencial (NA)
92 QGT -1.1 8 Disjuntor Diferencial Alimentação QSEG-Quadro Eléctrico i (n=8)
EL. -Sala
Disparo
de Quadros - QSEG " Contacto livre de potencial (NA)
93 QGT -1.1 3 1 Sistema de Controlo Permanente de Isolamento EL. Sala de Quadros - QSEG " Comunicação Modbus
94 QGT -1.1 1 Contador Energia EL02 (Elevador Prioritário a Bombeiros) EL. Sala de Quadros - QSEG " Comunicação Modbus
95 QGT -1.1 1 Contador Energia EL09 (Elevador Prioritário a Bombeiros) EL. Sala de Quadros - QSEG " Comunicação Modbus
96
97
98 Parcial 118 3 0 0 16
99 Total 121 16 137
100
101 QGT -1.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. Q.P-1 Quadro Eléctrico Piso-1Contacto livre de potencial (NA)
102 QGT -1.2 1 Descarregador de Sobretensões - Sobretensão EL. Q.P-1 " Contacto livre de potencial
Página 2(NA)
de 9
103 QGT -1.2 8 Disjuntor Diferencial Alimentação Quadro Eléctrico n (n=8) -EL.
Estado Q.P-1 " Contacto livre de potencial (NA)
 A B C D E F G H I J K

1
Centro Comercial SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA
LISTA DE PONTOS Instalações Elétricas
2
3 Tipo de Sinal Informações
Quadro do SGT Designação do ponto Inst Localização Equip./ Circuito
ED SD EA SA BUS Observações
4
104 QGT -1.2 8 Disjuntor Diferencial Alimentação Quadro Eléctrico n (n=8) - EL.
Disparo Q.P-1 " Contacto livre de potencial (NA)
105 QGT -1.2 1 Contador Energia Totem EL. Q.P-1 " Comunicação Modbus
106 QGT -1.2 1 Analisador de Energia - Entrada Quadro Piso EL. Q.P-1 " Comunicação Modbus
107
108 QGT -1.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. QPARQUE1 Quadro Eléctrico Parque C
1 ontacto livre de potencial (NA)
109 QGT -1.2 4 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=4) - Estado
EL. QPARQUE1 " Contacto livre de potencial (NA)
110 QGT -1.2 4 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=7)EL.- Estado QPARQUE1 " Contacto livre de potencial (NA)
111 QGT -1.2 31 Circuito de Iluminação i (n=31) - Comando ON/OFF EL. QPARQUE1 " Saída a Relé (NA)
112 QGT -1.2 31 Circuito de Iluminação i (n=31) - Estado EL. QPARQUE1 " Contacto livre de potencial (NA)
113 QGT -1.2 1 Billboards - Comando ON/OFF EL. QPARQUE1 " Saída a Relé (NA)
114 QGT -1.2 1 Billboards - Estado EL. QPARQUE1 " Contacto livre de potencial (NA)
115 QGT -1.2 1 Contador Energia Eq. Bombagem Esgotos EL. QPARQUE1 " Comunicação Modbus
116 QGT -1.2 1 Luminosidade Exterior - Fachada Cima EL. EXTERIOR Exterior Sonda de Luminosidade Exterior
117
118 QGT -1.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. QPARQUE2 Quadro Eléctrico Parque C
2 ontacto livre de potencial (NA)
119 QGT -1.2 3 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=3) - Estado
EL. QPARQUE2 " Contacto livre de potencial (NA)
120 QGT -1.2 6 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=6)EL.- Estado QPARQUE2 " Contacto livre de potencial (NA)
121 QGT -1.2 26 Circuito de Iluminação i (n=26) - Comando ON/OFF EL. QPARQUE2 " Saída a Relé (NA)
122 QGT -1.2 26 Circuito de Iluminação i (n=26) - Estado EL. QPARQUE2 " Contacto livre de potencial (NA)
123 QGT -1.2 1 Alim. Tomadas Carros Eléctricos - Comando ON/OFF EL. QPARQUE2 " Saída a Relé (NA)
124 QGT -1.2 1 Alim. Tomadas Carros Eléctricos - Estado EL. QPARQUE2 " Contacto livre de potencial (NA)
125 QGT -1.2 1 Billboards - Comando ON/OFF EL. QPARQUE2 " Saída a Relé (NA)
126 QGT -1.2 1 Billboards - Estado EL. QPARQUE2 " Contacto livre de potencial (NA)
127 QGT -1.2 1 Contador Energia Alim. Tomadas Carros Eléctricos EL. QPARQUE2 " Comunicação Modbus
128
Quadro Eléctrico
QGT -1.2 1 EL. QPARQUE3 Contacto livre de potencial (NA)
129 Interruptor Geral - Posição Parque 3
Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=3)
QGT -1.2 3 EL. QPARQUE3 " Contacto livre de potencial (NA)
130 - Estado
Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i
QGT -1.2 4 EL. QPARQUE3 " Contacto livre de potencial (NA)
131 (n=4) - Estado
132 QGT -1.2 26 Circuito de Iluminação i (n=26) - Comando ON/OFF EL. QPARQUE3 " Saída a Relé (NA)
133 QGT -1.2 26 Circuito de Iluminação i (n=26) - Estado EL. QPARQUE3 " Contacto livre de potencial (NA)
134 QGT -1.2 1 Billboards - Comando ON/OFF EL. QPARQUE3 " Saída a Relé (NA)
135 QGT -1.2 1 Billboards - Estado EL. QPARQUE3 " Contacto livre de potencial (NA)
136 QGT -1.2 1 Luminosidade Exterior - Fachada Baixo EL. Exterior Exterior Sonda de Luminosidade Exterior
137
Quadro Eléctrico
QGT -1.2 1 EL. QAPOIO-1 Contacto livre de potencial (NA)
138 Interruptor Geral - Posição Apoio -1
Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=1)
QGT -1.2 1 EL. QAPOIO-1 " Contacto livre de potencial (NA)
139 - Estado
Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i
QGT -1.2 3 EL. QAPOIO-1 " Contacto livre de potencial (NA)
140 (n=3) - Estado
141 QGT -1.2 2 Circuito de Iluminação i (n=2) - Comando ON/OFF EL. QAPOIO-1 " Saída a Relé (NA)
142 QGT -1.2 2 Circuito de Iluminação i (n=2) - Estado EL. QAPOIO-1 " Contacto livre de potencial (NA)
143
Quadro Eléctrico UPS
QGT -1.2 1 EL. QU-1.1 Contacto livre de potencial (NA)
144 Interruptor Geral - Posição -1.1
Disjuntor Diferencial Alimentação Quadro Eléctrico i Página 3 de 9
QGT -1.2 2 EL. QU-1.1 " Contacto livre de potencial (NA)
145 (n=2) - Estado
 A B C D E F G H I J K

1
Centro Comercial SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA
LISTA DE PONTOS Instalações Elétricas
2
3 Tipo de Sinal Informações
Quadro do SGT Designação do ponto Inst Localização Equip./ Circuito
ED SD EA SA BUS Observações
4
Disjuntor Diferencial Alimentação Quadro Eléctrico i
QGT -1.2 2 EL. QU-1.1 " Contacto livre de potencial (NA)
146 (n=2) - Estado
Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i
QGT -1.2 2 EL. QU-1.1 " Contacto livre de potencial (NA)
147 (n=2) - Estado
148
Elevador i (n=8) - Estado de Funcionamento (Em Quadro Comando
QGT -1.2 8 ELEV CASA DAS MÁQUINAS i Contacto livre de potencial (NA)
149 Movimento) Elevador i
QGT -1.2 8 ELEV CASA DAS MÁQUINAS i " Contacto livre de potencial (NA)
150 Elevador i (n=8) - Avaria Agrupada
QGT -1.2 8 ELEV CASA DAS MÁQUINAS i " Contacto livre de potencial (NA)
151 Elevador i (n=8) - Alarme de Cabine
QGT -1.2 8 ELEV CASA DAS MÁQUINAS i " Contacto livre de potencial (NA)
152 Elevador i (n=8) - Em Manutenção
QGT -1.2 8 ELEV CASA DAS MÁQUINAS i " Contacto livre de potencial (NA)
153 Elevador i (n=8) - Porta Aberta
Elevador i (n=8) - Envio ao Piso de Saída (e.g. Aquando
QGT -1.2 8 ELEV CASA DAS MÁQUINAS i " Contacto NA no Controlador
154 deslastre de cargas)
155
156 Parcial 186 97 2 0 4
157 Total 285 4 289
158
159 PISO 0
160
161 QGT 0.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. Q.P.0 Quadro Eléctrico Piso 0Contacto livre de potencial (NA)
162 QGT 0.1 1 Descarregador de Sobretensões - Sobretensão EL. Q.P.0 " Contacto livre de potencial (NA)
163 QGT 0.1 9 Disjuntor Diferencial Alimentação Quadro Eléctrico i (n=9) - EL.
Estado Q.P.0 " Contacto livre de potencial (NA)
164 QGT 0.1 9 Disjuntor Diferencial Alimentação Quadro Eléctrico i (n=9) - Disparo
EL. Q.P.0 " Contacto livre de potencial (NA)
165 QGT 0.1 1 Contador Energia QCAIS EL. Q.P.0 " Comunicação Modbus
166 QGT 0.1 1 Contador Energia QARM EL. Q.P.0 " Comunicação Modbus
167 QGT 0.1 1 Contador Energia QMERC EL. Q.P.0 " Comunicação Modbus
168 QGT 0.1 1 Contador Energia QBAR/LOJA EL. Q.P.0 " Comunicação Modbus
169 QGT 0.1 1 Contador Energia QCHECKOUT EL. Q.P.0 " Comunicação Modbus
170 QGT 0.1 1 Contador Energia QER0.1 EL. Q.P.0 " Comunicação Modbus
171 QGT 0.1 1 Contador Energia QER0.2 EL. Q.P.0 " Comunicação Modbus
172 QGT 0.1 1 Analisador de Energia - Entrada Quadro Piso EL. Q.P.0 " Comunicação Modbus
173
174 QGT 0.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. QARMAZEM Quadro Eléctrico Armazém
Contacto livre de potencial (NA)
175 QGT 0.1 4 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=4) - Estado
EL. QARMAZEM " Contacto livre de potencial (NA)
176 QGT 0.1 1 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=1)EL.- Estado QARMAZEM " Contacto livre de potencial (NA)
177 QGT 0.1 18 Circuito de Iluminação i (n=18) - Estado EL. QARMAZEM " Contacto livre de potencial (NA)
178 QGT 0.1 1 Informações das Zonas (6) de Iluminação - Regulação de Fluxo EL. QARMAZEM " Ethernet I/O
179 QGT 0.1 1 Informações de balastro DALI (n=90) - Avaria EL. QARMAZEM " Ethernet I/O
180
181 QGT 0.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. QCAIS Quadro Eléctrico do CaisContacto livre de potencial (NA)
182 QGT 0.1 1 Disjuntor Diferencial Motorizado Alimentação Quadro Eléctrico EL.QBAT - Comando
QCAIS " Saída a Relé (NA)
183 QGT 0.1 1 Disjuntor Diferencial Motorizado Alimentação Quadro Eléctrico EL.QBAT - Estado
QCAIS " Contacto livre de potencial (NA)
184 QGT 0.1 2 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=2) - Estado
EL. QCAIS " Contacto livre de potencial (NA)
185 QGT 0.1 10 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=10)
EL. - Estado QCAIS " Contacto livre de potencial (NA)
186 QGT 0.1 8 Circuito de Iluminação i (n=8) - Comando ON/OFF EL. QCAIS " Saída a Relé (NA) Página 4 de 9
 A B C D E F G H I J K

1
Centro Comercial SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA
LISTA DE PONTOS Instalações Elétricas
2
3 Tipo de Sinal Informações
Quadro do SGT Designação do ponto Inst Localização Equip./ Circuito
ED SD EA SA BUS Observações
4
187 QGT 0.1 8 Circuito de Iluminação i (n=8) - Estado EL. QCAIS " Contacto livre de potencial (NA)
188 QGT 0.1 1 Alim. Compactadores Lixo - Comando ON/OFF EL. QCAIS " Saída a Relé (NA)
189 QGT 0.1 1 Alim. Compactadores Lixo - Estado EL. QCAIS " Contacto livre de potencial (NA)
190 QGT 0.1 4 Alim. Barramento Tomadas/Equip. i (n=4) - Comando ON/OFF
EL. QCAIS " Saída a Relé (NA)
191 QGT 0.1 4 Alim. Barramento Tomadas/Equip. i (n=4) - Estado EL. QCAIS " Contacto livre de potencial (NA)
192
193 QGT 0.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. QMERC Quadro Eléctrico do Mercado
Contacto livre de potencial (NA)
194 QGT 0.1 8 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=8)
EL.- Estado QMERC " Contacto livre de potencial (NA)
195 QGT 0.1 1 Alim. Canalis Distribuição 160A - Estado EL. QMERC " Contacto livre de potencial (NA)
196 QGT 0.1 1 Alim. Canalis Distribuição 160A - Estado EL. QMERC " Contacto livre de potencial (NA)
197 QGT 0.1 1 Alim. QILUM MERC - Estado EL. QMERC " Contacto livre de potencial (NA)
198 QGT 0.1 1 Alim. QILUM MERC - Estado EL. QMERC " Contacto livre de potencial (NA)
199 QGT 0.1 1 Alim. QILUM MERC - Comando ON/OFF EL. QMERC " Saída a Relé (NA)
200 QGT 0.1 1 Contador Energia Canalis Distribuição 160A (Iluminação) EL. QMERC " Comunicação Modbus
201
202 QGT 0.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. QU0.3 Quadro Eléctrico UPS 0.3Contacto livre de potencial (NA)
203 QGT 0.1 7 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=7)
EL.- Estado QU0.3 " Contacto livre de potencial (NA)
204
205 Parcial 92 15 0 0 11
206 Total 107 11 118
207
208 QGT 0.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. QCHECKOUT Quadro Eléctrico do Checkout
Contacto livre de potencial (NA)
209 QGT 0.2 3 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=3) - Estado
EL. QCHECKOUT " Contacto livre de potencial (NA)
210 QGT 0.2 4 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=4)EL.- Estado QCHECKOUT " Contacto livre de potencial (NA)
211 QGT 0.2 13 Circuito de Iluminação i (n=13) - Comando ON/OFF EL. QCHECKOUT " Saída a Relé (NA)
212 QGT 0.2 13 Circuito de Iluminação i (n=13) - Estado EL. QCHECKOUT " Contacto livre de potencial (NA)
213
214 QGT 0.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. QAPOIO 0 Quadro Eléctrico de ApoioContacto
0 livre de potencial (NA)
215 QGT 0.2 2 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=2) - Estado
EL. QAPOIO 0 " Contacto livre de potencial (NA)
216 QGT 0.2 2 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=2)EL.- Estado QAPOIO 0 " Contacto livre de potencial (NA)
217 QGT 0.2 10 Circuito de Iluminação i (n=10) - Comando ON/OFF EL. QAPOIO 0 " Saída a Relé (NA)
218 QGT 0.2 10 Circuito de Iluminação i (n=10) - Estado EL. QAPOIO 0 " Contacto livre de potencial (NA)
219
220 QGT 0.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. QASSTECQuadro Eléctrico de Assistência Contacto
Técnica livre de potencial (NA)
221 QGT 0.2 2 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=2) - Estado
EL. QASSTEC " Contacto livre de potencial (NA)
222 QGT 0.2 4 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=4)EL.- Estado QASSTEC " Contacto livre de potencial (NA)
223 QGT 0.2 6 Circuito de Iluminação i (n=6) - Comando ON/OFF EL. QASSTEC " Saída a Relé (NA)
224 QGT 0.2 6 Circuito de Iluminação i (n=6) - Estado EL. QASSTEC " Contacto livre de potencial (NA)
225
226 QGT 0.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. QBAR/LOJA Quadro Eléctrico Bar/LojaContacto livre de potencial (NA)
227 QGT 0.2 2 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=2) - Estado
EL. QBAR/LOJA " Contacto livre de potencial (NA)
228 QGT 0.2 10 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=10)
EL. - Estado QBAR/LOJA " Contacto livre de potencial (NA)
229 QGT 0.2 8 Circuito de Iluminação i (n=8) - Comando ON/OFF EL. QBAR/LOJA " Saída a Relé (NA)
230 QGT 0.2 8 Circuito de Iluminação i (n=8) - Estado EL. QBAR/LOJA " Contacto livre de potencial (NA)
231 QGT 0.2 1 Alim. Barramento Tomadas/Equip. i (n=1) - Comando ON/OFF EL. QBAR/LOJA " Saída a Relé (NA)
232 QGT 0.2 1 Alim. Barramento Tomadas/Equip. i (n=1) - Estado EL. QBAR/LOJA " Contacto livre de potencial (NA)
233 QGT 0.2 1 Contador Energia Barramento Equipamentos de Frio EL. QBAR/LOJA " Comunicação Modbus
234
235 QGT 0.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. QU0.1 Quadro Eléctrico UPS 0.1Contacto livre de potencial
Página 5(NA)
de 9
236 QGT 0.2 3 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=3)
EL.- Estado QU0.1 " Contacto livre de potencial (NA)
 A B C D E F G H I J K

1
Centro Comercial SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA
LISTA DE PONTOS Instalações Elétricas
2
3 Tipo de Sinal Informações
Quadro do SGT Designação do ponto Inst Localização Equip./ Circuito
ED SD EA SA BUS Observações
4
237
238 QGT 0.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. QU0.2 Quadro Eléctrico UPS 0.2Contacto livre de potencial (NA)
239 QGT 0.2 6 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=6)
EL.- Estado QU0.2 " Contacto livre de potencial (NA)
240
241 QGT 0.2 2 Escada Rolante i (n=2) - Em Movimento Ascendente E.R. QER0.1/QER0.2Quadro Comando Escada Rolante
Contacto
0.1/0.2 livre de potencial (NA)
242 QGT 0.2 2 Escada Rolante i (n=2) - Em Movimento Descendente E.R. QER0.1/QER0.2 " Contacto livre de potencial (NA)
243 QGT 0.2 2 Escada Rolante i (n=2) - Avaria Agrupada E.R. QER0.1/QER0.2 " Contacto livre de potencial (NA)
244 QGT 0.2 2 Escada Rolante i (n=2) - Em Manutenção E.R. QER0.1/QER0.2 " Contacto livre de potencial (NA)
245 QGT 0.2 2 Escada Rolante i (n=2) - Botão de Stop Actuado E.R. QER0.1/QER0.2 " Contacto livre de potencial (NA)
246 QGT 0.2 2 Escada Rolante i (n=2) - Inibição de Funcionamento (e.g. Aquando
E.R. do deslastre
QER0.1/QER0.2
de cargas) " Contacto NA no Controlador
247
248 Parcial 92 40 0 0 1
249 Total 132 1 133
250
251 PISO 1
252
253 QGT 1.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. Q.P.1 Quadro Eléctrico Piso 1Contacto livre de potencial (NA)
254 QGT 1.1 1 Descarregador de Sobretensões - Sobretensão EL. Q.P.1 " Contacto livre de potencial (NA)
255 QGT 1.1 8 Disjuntor Diferencial Alimentação Quadro Eléctrico i (n=8) - EL.
Estado Q.P.1 " Contacto livre de potencial (NA)
256 QGT 1.1 8 Disjuntor Diferencial Alimentação Quadro Eléctrico i (n=8) -Disparo
EL. Q.P.1 " Contacto livre de potencial (NA)
257 QGT 1.1 1 Contador Energia QREST EL. Q.P.1 " Comunicação Modbus
258 QGT 1.1 1 Contador Energia QCOZ EL. Q.P.1 " Comunicação Modbus
259 QGT 1.1 1 Contador Energia QCANT EL. Q.P.1 " Comunicação Modbus
260 QGT 1.1 1 Contador Energia QEXP EL. Q.P.1 " Comunicação Modbus
261 QGT 1.1 1 Analisador de Energia - Entrada Quadro Piso EL. Q.P.1 " Comunicação Modbus
262
263 QGT 1.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. QOFFICE Quadro Eléctrico do Escritório
Contacto livre de potencial (NA)
264 QGT 1.1 6 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=2) - Estado
EL. QOFFICE " Contacto livre de potencial (NA)
265 QGT 1.1 9 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=9)EL.- Estado QOFFICE " Contacto livre de potencial (NA)
266 QGT 1.1 6 Circuito de Iluminação i (n=6) - Comando ON/OFF EL. QOFFICE " Saída a Relé (NA)
267 QGT 1.1 6 Circuito de Iluminação i (n=6) - Estado EL. QOFFICE " Contacto livre de potencial (NA)
268 QGT 1.1 1 Contador Energia Barramento Iluminação EL. QOFFICE " Comunicação Modbus
269 QGT 1.1 1 Informações da Zona i (n=6) de Iluminação - Regulação de FluxoEL. QOFFICE " Ethernet I/O
270 QGT 1.1 1 Informações de balastro DALI i (n=60) - Avaria EL. QOFFICE " Ethernet I/O
271
272 QGT 1.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. QBALN Quadro Eléctrico do Balneário
Contacto livre de potencial (NA)
273 QGT 1.1 1 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=1) - Estado
EL. QBALN " Contacto livre de potencial (NA)
274 QGT 1.1 2 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=2)EL.- Estado QBALN " Contacto livre de potencial (NA)
275 QGT 1.1 1 Contactor Alim. Barramento Tomadas/Equip. i (n=1) - Comando EL. ON/OFF QBALN " Saída a Relé (NA)
276 QGT 1.1 1 Contactor Alim. Barramento Tomadas/Equip. i (n=1) - EstadoEL. QBALN " Contacto livre de potencial (NA)
277
278 QGT 1.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. QAPOIO 1 Quadro Eléctrico de ApoioContacto
1 livre de potencial (NA)
279 QGT 1.1 2 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=1) - Estado
EL. QAPOIO 1 " Contacto livre de potencial (NA)
280 QGT 1.1 2 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=4)EL.- Estado QAPOIO 1 " Contacto livre de potencial (NA)
281 QGT 1.1 3 Circuito de Iluminação i (n=3) - Comando ON/OFF EL. QAPOIO 1 " Saída a Relé (NA)
282 QGT 1.1 3 Circuito de Iluminação i (n=3) - Estado EL. QAPOIO 1 " Contacto livre de potencial (NA)
283
284 QGT 1.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. QEXP Quadro Eléctrico da Exposição
Contacto livre de potencial (NA)
285 QGT 1.1 8 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=6)
EL.- Estado QEXP " Página 6(NA)
Contacto livre de potencial de 9
 A B C D E F G H I J K

1
Centro Comercial SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA
LISTA DE PONTOS Instalações Elétricas
2
3 Tipo de Sinal Informações
Quadro do SGT Designação do ponto Inst Localização Equip./ Circuito
ED SD EA SA BUS Observações
4
286 QGT 1.1 1 Disjuntor Alim. Canalis Distribuição 160A - Estado EL. QEXP " Saída a Relé (NA)
287 QGT 1.1 1 Disjuntor Alim. Canalis Distribuição 160A - Disparo EL. QEXP " Contacto livre de potencial (NA)
288 QGT 1.1 1 Contador Energia Canalis Distribuição 160A (Iluminação) EL. QEXP " Comunicação Modbus
289
290 QGT 1.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. QU1.2 Quadro Eléctrico UPS 1.2Contacto livre de potencial (NA)
291 QGT 1.1 7 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=7)
EL.- Estado QU1.2 " Contacto livre de potencial (NA)
292
293 QGT 1.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. QU1.3 Quadro Eléctrico UPS 1.3Contacto livre de potencial (NA)
294 QGT 1.1 7 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=7)
EL.- Estado QU1.3 " Contacto livre de potencial (NA)
295
296 QGT 1.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. QGUPS Quadro Eléctrico Geral UPS
Contacto livre de potencial (NA)
297 QGT 1.1 1 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação e Tomadas/Equip.
EL. i (n=1)QGUPS
- Estado " Contacto livre de potencial (NA)
298 QGT 1.1 10 Disjuntor Diferencial Alimentação Quadro Eléctrico i (n=10) EL.
- Estado QGUPS " Contacto livre de potencial (NA)
299 QGT 1.1 10 Disjuntor Diferencial Alimentação Quadro Eléctrico i (n=10) -EL.
Disparo QGUPS " Contacto livre de potencial (NA)
300
301 QGT 1.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. QSERVER Quadro Eléctrico ServidorContacto livre de potencial (NA)
302 QGT 1.1 1 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=1) - Estado
EL. QSERVER " Contacto livre de potencial (NA)
303 QGT 1.1 12 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=12)
EL. - Estado QSERVER " Contacto livre de potencial (NA)
304
305 QGT 1.1 1 UPS - Funcionamento em By-Pass EL. UPS GERAL EDIFÍCIO UPS Contacto livre de potencial (NA)
306 QGT 1.1 1 UPS - Funcionamento por Baterias EL. UPS GERAL EDIFÍCIO " Contacto livre de potencial (NA)
307 QGT 1.1 1 UPS - Falha de Tensão da Rede EL. UPS GERAL EDIFÍCIO " Contacto livre de potencial (NA)
308 QGT 1.1 1 UPS - Avaria Agrupada EL. UPS GERAL EDIFÍCIO " Contacto livre de potencial (NA)
309 QGT 1.1 1 UPS - Tensão Baixa nas Baterias EL. UPS GERAL EDIFÍCIO " Contacto livre de potencial (NA)
310 QGT 1.1 1 UPS - Dados adicionais em ModBus EL. UPS DATACENTER " Comunicação Modbus
311
312 QGT 1.1 1 Interruptor Geral - Posição EL. SALA SEGURANÇA Quadro Sala SegurançaContacto livre de potencial (NA)
313 QGT 1.1 1 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=1) - Estado
EL. SALA SEGURANÇA " Contacto livre de potencial (NA)
314 QGT 1.1 11 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=11)
EL. - Estado
SALA SEGURANÇA " Contacto livre de potencial (NA)
315
316 QGT 1.1 1 UPS - Funcionamento em By-Pass EL. UPS DATACENTER UPS Contacto livre de potencial (NA)
317 QGT 1.1 1 UPS - Funcionamento por Baterias EL. UPS DATACENTER " Contacto livre de potencial (NA)
318 QGT 1.1 1 UPS - Falha de Tensão da Rede EL. UPS DATACENTER " Contacto livre de potencial (NA)
319 QGT 1.1 1 UPS - Avaria Agrupada EL. UPS DATACENTER " Contacto livre de potencial (NA)
320 QGT 1.1 1 UPS - Tensão Baixa nas Baterias EL. UPS DATACENTER " Contacto livre de potencial (NA)
321 QGT 1.1 1 UPS - Dados adicionais em ModBus EL. UPS DATACENTER " Comunicação Modbus
322
323 Parcial 139 10 0 0 11
324 Total 149 11 160
325
326 QGT 1.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. QREST Quadro Eléctrico do Restaurante
Contacto livre de potencial (NA)
327 QGT 1.2 5 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=5) - Estado
EL. QREST " Contacto livre de potencial (NA)
328 QGT 1.2 8 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=8)EL.- Estado QREST " Contacto livre de potencial (NA)
329 QGT 1.2 25 Circuito de Iluminação i (n=25) - Comando ON/OFF EL. QREST " Saída a Relé (NA)
330 QGT 1.2 25 Circuito de Iluminação i (n=25) - Estado EL. QREST " Contacto livre de potencial (NA)
331 QGT 1.2 6 Alim. Barramento Tomadas/Equip. i (n=4) - Comando ON/OFF EL. QREST " Saída a Relé (NA)
332 QGT 1.2 6 Alim. Barramento Tomadas/Equip. i (n=4) - Estado EL. QREST " Contacto livre de potencial (NA)
333 QGT 1.2 1 Contador Energia Barramento Iluminação EL. QREST " Comunicação Modbus
334 Página 7 de 9
335 QGT 1.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. QCOZ Quadro Eléctrico da Cozinha
Contacto livre de potencial (NA)
 A B C D E F G H I J K

1
Centro Comercial SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA
LISTA DE PONTOS Instalações Elétricas
2
3 Tipo de Sinal Informações
Quadro do SGT Designação do ponto Inst Localização Equip./ Circuito
ED SD EA SA BUS Observações
4
336 QGT 1.2 4 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=4) - Estado
EL. QCOZ " Contacto livre de potencial (NA)
337 QGT 1.2 23 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=23)
EL. - Estado QCOZ " Contacto livre de potencial (NA)
338 QGT 1.2 16 Circuito de Iluminação i (n=16) - Comando ON/OFF EL. QCOZ " Saída a Relé (NA)
339 QGT 1.2 16 Circuito de Iluminação i (n=16) - Estado EL. QCOZ " Contacto livre de potencial (NA)
340 QGT 1.2 2 Disjuntor Diferencial Motorizado Alimentação Equip. i (n=2) -EL.
Comando QCOZ " Saída a Relé (NA)
341 QGT 1.2 2 Disjuntor Diferencial Motorizado Alimentação Equip. i (n=2) -EL.
Estado QCOZ " Contacto livre de potencial (NA)
342 QGT 1.2 2 Disjuntor Diferencial Motorizado Alimentação Equip. i (n=2) -EL.
Disparo QCOZ " Contacto livre de potencial (NA)
343 QGT 1.2 1 Contador Energia Barramento Equipamentos de Frio EL. QCOZ " Comunicação Modbus
344
345 QGT 1.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. QCANT Quadro Eléctrico da Cantina
Contacto livre de potencial (NA)
346 QGT 1.2 2 Interruptor Diferencial - Barramento de Iluminação i (n=2) - Estado
EL. QCANT " Contacto livre de potencial (NA)
347 QGT 1.2 4 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=4)EL.- Estado QCANT " Contacto livre de potencial (NA)
348 QGT 1.2 6 Circuito de Iluminação i (n=6) - Comando ON/OFF EL. QCANT " Saída a Relé (NA)
349 QGT 1.2 6 Circuito de Iluminação i (n=6) - Estado EL. QCANT " Contacto livre de potencial (NA)
350 QGT 1.2 1 Alim. Barramento Tomadas/Equip. i (n=1) - Comando ON/OFF EL. QCANT " Saída a Relé (NA)
351 QGT 1.2 1 Alim. Barramento Tomadas/Equip. i (n=1) - Estado EL. QCANT " Contacto livre de potencial (NA)
352
353 QGT 1.2 1 Interruptor Geral - Posição EL. QU1.1 Quadro Eléctrico UPS1.1Contacto livre de potencial (NA)
354 QGT 1.2 3 Interruptor Diferencial - Barramento de Tomadas/Equip. i (n=3)
EL.- Estado QU1.1 " Contacto livre de potencial (NA)
355
356 Parcial 111 56 0 0 2
357 Total 167 2 169
358
359
360 Total 961
361
362
363
364
365
366
367 LEGENDA
368
369 TIPO DE SINAL ED Entrada Digital
370 SD Saída Digital
371 EA Entrada Analógica
372 SA Saída Analógica
373 TIPO DE SINAL BUS Interface / Protocolo de Comunicações
374
375 ALARME mín de mínima
376 máx de máxima
377 E de Estado
378 F de Falha
379
380 SINALIZAÇÃO L/D Ligado/Desligado
381 A Alarme
382 A/F Aberto/Fechado
383 S/D Subir/Descer
Página 8 de 9
384 R/G Rede/Grupo
 A B C D E F G H I J K

1
Centro Comercial SISTEMA DE GESTÃO TÉCNICA CENTRALIZADA
LISTA DE PONTOS Instalações Elétricas
2
3 Tipo de Sinal Informações
Quadro do SGT Designação do ponto Inst Localização Equip./ Circuito
ED SD EA SA BUS Observações
4
385 A/M Automático/Manual
386 B/M/A Baixa/Média/Alta
387
388 REGULAÇÃO Variavel em unidades de engenharia
389
390 INDICAÇÃO Variavel em unidades de engenharia
391
392 ACUMULAÇÃO H Horas

Página 9 de 9
 LEGENDA
-

B COND - BATERIA DE CONDENSADORES

TRANSF - TRANSFORMADOR

- ANALISADOR DE ENERGIA

- CONTADOR DE ENERGIA

A 26.06.15 RP
 LEGENDA
-

B COND - BATERIA DE CONDENSADORES

TRANSF - TRANSFORMADOR

- ANALISADOR DE ENERGIA

- CONTADOR DE ENERGIA

A 26.06.15 RP
LEGENDA LEGENDA
-
- SMARTLINK MODBUS
B COND - BATERIA DE CONDENSADORES

TRANSF - TRANSFORMADOR
- SMARTLINK ETHERNET
- ANALISADOR DE ENERGIA

-
- CONTADOR DE ENERGIA

-
-

- QUADRO FORNECEDOR (FORA EMPREITADA ELETRICIDADE).

LEGENDA LEGENDA
-
- SMARTLINK MODBUS
B COND - BATERIA DE CONDENSADORES

TRANSF - TRANSFORMADOR
- SMARTLINK ETHERNET
- ANALISADOR DE ENERGIA

- - CONTADOR DE ENERGIA

- -

- QUADRO FORNECEDOR (FORA EMPREITADA ELETRICIDADE).

A 26.06.15 RP