SCADA é o termo utilizado para descrever a infraestrutura de supervisão, aquisição de dados e comando remoto empregada na operação de sistemas elétricos de potência.
No setor elétrico, esse sistema permite monitorar, em tempo quase real, o estado operacional de usinas, subestações, linhas, alimentadores e demais ativos críticos, assegurando maior visibilidade do sistema, registro estruturado de eventos e capacidade de atuação centralizada sobre a rede.
Entenda como funciona o SCADA no setor elétrico: arquitetura em subestações, IEDs, UTR, SSCL, telemedidas, alarmes, telecomandos, SOE, protocolos, projeto e comissionamento.
Confira!
O SCADA no setor elétrico é a infraestrutura de supervisão, controle e aquisição de dados que conecta equipamentos de campo, sistemas de automação, redes de telecomunicações e centros de operação. Em subestações, ele transforma medições, estados, alarmes e eventos em informações operacionais e permite a execução controlada de telecomandos.
Embora seja frequentemente associado a um software supervisório, o SCADA completo inclui IEDs, UTRs ou RTUs, sistemas de supervisão e controle local, concentradores, gateways, servidores, estações de operação, sincronismo de tempo e enlaces com centros remotos.
O que é SCADA
SCADA é a sigla de Supervisory Control and Data Acquisition. O termo designa o conjunto de recursos que coleta informações do processo, trata atributos de qualidade, apresenta estados ao operador, registra históricos e permite comandos remotos conforme regras definidas.
No setor elétrico, o SCADA precisa lidar com instalações distribuídas, diferentes níveis de operação, disponibilidade, sequenciamento de eventos e integração entre proteção, automação e telecomunicações. As telas sinóticas são apenas a camada visível de uma cadeia que começa no campo e termina no centro de operação.
Função do SCADA no setor elétrico
A função central é fornecer observabilidade, rastreabilidade e capacidade de intervenção operacional. Entre as funções normalmente associadas estão:
- aquisição de telemedidas;
- coleta de sinalizações de estado;
- tratamento de atributos de qualidade;
- geração e priorização de alarmes;
- registro de eventos e históricos;
- sequenciamento de eventos;
- telecomando;
- sincronismo de tempo;
- distribuição de dados para centros de operação.
Em centros de operação, o SCADA pode alimentar plataformas EMS, DMS ou ADMS, que acrescentam funções de análise de rede, contingência, recomposição e apoio à decisão.
SCADA em subestações exige engenharia além do software.
A solução precisa coordenar IEDs, UTR ou SSCL, lista de pontos, protocolos, telecomunicações, sincronismo, alarmes, comandos, históricos e integração com o centro de operação.
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SCADA, sistema supervisório, automação e SDSC
Os conceitos são relacionados, mas não equivalentes.
Sistema supervisório é uma denominação ampla para plataformas que apresentam variáveis, estados, alarmes e comandos.
SCADA é orientado à aquisição e ao controle de processos distribuídos, normalmente com comunicação entre instalações remotas e centros de operação.
Automação de subestações abrange proteção, controle, intertravamento, medição, supervisão e comunicação. O SCADA é parte dessa arquitetura, mas não substitui relés ou lógicas locais.
SDSC é o Sistema Digital de Supervisão e Controle no nível da instalação. Conforme a arquitetura, pode reunir funções de UTR, RTU, SSCL, gateway e supervisão local.
Arquitetura de um sistema SCADA em subestações
Uma arquitetura típica possui as seguintes camadas:
| Camada | Elementos principais |
| Processo | Disjuntores, seccionadoras, transformadores, sensores e contatos auxiliares |
| Proteção e controle | IEDs, relés, controladores e unidades de bay |
| Aquisição | UTR, RTU, SSCL, gateways e concentradores |
| Rede local | Switches, fibras, redes Ethernet e sincronismo |
| Supervisão local | Servidores, estações, telas, alarmes e históricos |
| Telecomunicações | Roteadores, WAN, redes ópticas e caminhos redundantes |
| Centro de operação | SCADA central, EMS, DMS e sistemas históricos |
O projeto deve definir onde cada dado é adquirido, onde recebe o selo de tempo, quais processamentos são permitidos, como a qualidade é preservada e qual sistema responde por cada função.
IED, UTR, RTU, SSCL e gateways
O IED executa funções de proteção, controle, medição ou monitoramento e pode fornecer dados ao sistema de supervisão.
A UTR ou RTU realiza a interface entre a instalação e o centro de operação, coletando informações, recebendo telecomandos e comunicando-se com sistemas remotos.
O SSCL agrega supervisão e controle no nível local e pode exercer a função de UTR conforme a arquitetura adotada.
O gateway converte ou interliga protocolos. A conversão deve preservar estados, escalas, atributos de qualidade, selo de tempo e semântica dos pontos.
Telemedições e sinalizações de estado
Telemedições podem incluir tensão, corrente, potência ativa, potência reativa, frequência, posição de tape, temperaturas e variáveis dos serviços auxiliares.
A engenharia deve controlar unidade, sinal, escala, resolução, relação de transformação, classe de exatidão e tratamento de valores inválidos.
Sinalizações digitais representam posições e condições como disjuntor aberto ou fechado, seccionadora aberta ou fechada, equipamento disponível, proteção atuada, perda de comunicação e modo local ou remoto.
A nomenclatura precisa ser coerente entre diagrama unifilar, equipamento, tela, lista de pontos e centro de operação.
Telecomandos e intertravamentos
Um telecomando pode envolver seleção, validação de permissivos, autorização, emissão da ordem, execução local, retorno de estado e registro do resultado.
O SCADA não deve contornar intertravamentos elétricos, mecânicos ou funcionais. A matriz de comandos precisa documentar origem, destino, ação, permissivos, bloqueios, retorno esperado, tempo de supervisão e tratamento de falhas.
Alarmes e sequenciamento de eventos
Nem toda mudança de estado deve gerar alarme. Uma filosofia de alarmes deve definir prioridade, condição de ativação, atraso, reconhecimento, supressão, agrupamento e mensagem ao operador.
O SOE, Sequence of Events, registra mudanças com selo de tempo para reconstrução cronológica de ocorrências. É essencial para analisar atuações de proteção, abertura de disjuntores, teleproteção, religamento e falhas.
O valor do SOE depende da aquisição na origem, do selo de tempo confiável e da preservação desse selo durante a transmissão.
Qualidade e idade do dado
O SCADA deve indicar se a informação é válida, antiga, substituída, fora de varredura, em teste ou afetada por perda de comunicação.
A idade do dado é o tempo entre a ocorrência no processo e a recepção no destino. Ela inclui aquisição, processamento e transmissão.
A banda morta define a variação mínima para transmissão de uma nova medição por exceção. Já a varredura de integridade confirma periodicamente o estado completo da base.
Para instalações abrangidas pelos Procedimentos de Rede do ONS, o Submódulo 2.12 estabelece requisitos específicos para supervisão, controle, qualidade, idade dos dados, SOE e testes. Esses parâmetros devem ser aplicados conforme o escopo do próprio documento.
Sincronismo de tempo
O sincronismo permite correlacionar eventos de IEDs, UTRs, servidores, equipamentos de telecomunicações e sistemas remotos.
A arquitetura pode utilizar GNSS, PTP, NTP, IRIG-B ou outros mecanismos compatíveis. O projeto deve definir fonte principal, alternativa, distribuição, precisão, holdover, alarmes e comportamento durante perda.
Comunicação e protocolos
A interligação de dados inclui todos os recursos entre o ponto de aquisição ou aplicação do comando e o centro de operação. Pode envolver UTR ou SSCL, concentradores, roteadores, firewalls, enlaces ponto a ponto, redes WAN, fibras e equipamentos de operadoras.
Entre os protocolos encontrados no setor elétrico estão famílias IEC 60870-5, DNP3, Modbus e serviços da IEC 61850.
A interoperabilidade depende do perfil implementado, endereçamento, tipos de dados, escalas, qualidade, selo de tempo, comandos e varreduras. O Submódulo 2.15 complementa os requisitos de telecomunicações nas aplicações sob seu escopo.
Redundância, segmentação e cibersegurança
A disponibilidade depende de toda a cadeia. Pontos únicos de falha podem existir em UTR, gateway, switch, fonte CC, fibra, roteador, enlace WAN, sincronismo, base de dados ou centro de operação.
VLANs auxiliam na separação lógica, mas não criam independência física. Quando uma função exige caminhos independentes, switches, fibras, fontes e rotas também precisam ser analisados.
A cibersegurança deve contemplar inventário de ativos, menor privilégio, controle de acesso remoto, registro de mudanças, gestão de firmware, proteção de estações de engenharia, backup, segmentação e gestão de fornecedores.
Integração com a IEC 61850
Em arquiteturas IEC 61850, o SCADA pode receber dados modelados por IEDs e serviços de comunicação do sistema de automação.
- MMS pode ser utilizado para supervisão, medições, estados e comandos;
- GOOSE é empregado em mensagens rápidas entre dispositivos;
- arquivos SCL descrevem dispositivos, comunicação e engenharia;
- o SCADA precisa mapear os dados para telas, alarmes, históricos e centros remotos.
A ABNT NBR IEC 61850-10 disponível na base consultada trata de ensaios de conformidade e pode apoiar a estruturação das validações.
Projeto de SCADA para subestações
O projeto deve partir das necessidades operacionais e das interfaces reais, não apenas da escolha de uma plataforma.
As etapas normalmente incluem:
1. levantamento de campo; 2. identificação dos sistemas existentes; 3. definição das funções de supervisão e controle; 4. elaboração da lista de pontos; 5. definição da arquitetura; 6. escolha dos protocolos; 7. definição de telas, alarmes e históricos; 8. análise de redundância; 9. definição do sincronismo; 10. planejamento de integração e migração; 11. definição dos testes e critérios de aceite.
Lista de pontos, telas e documentos
A lista de pontos deve registrar identificação do ativo, descrição, tipo, origem, destino, protocolo, endereço, unidade, escala, prioridade, selo de tempo, qualidade, tela e histórico.
Em programas com várias subestações, a padronização de símbolos, nomenclaturas, cores, navegação, alarmes e relatórios reduz erros e facilita treinamento, operação e manutenção.
Entre os entregáveis podem estar:
- filosofia de supervisão e controle;
- arquitetura funcional;
- topologia física e lógica;
- lista de pontos;
- matriz de telecomandos;
- matriz de alarmes;
- matriz de protocolos;
- especificação de UTR, SSCL, gateways e servidores;
- requisitos de sincronismo e disponibilidade;
- padrão de telas;
- plano de migração;
- procedimentos de FAT e SAT;
- roteiro de teste ponto a ponto;
- critérios de aceite;
- backups e documentação as-built.
Modernização, FAT e SAT
Modernizações podem envolver UTRs antigas, protocolos seriais, bases desatualizadas, relés de diferentes gerações e telas sem padronização.
O levantamento deve mapear pontos, endereços, lógicas, telecomandos, alarmes, históricos, interfaces com centros remotos, dependências com proteção, rotas de comunicação e alimentação.
O FAT verifica hardware, redundância, base de dados, telas, alarmes, históricos, protocolos, comandos, sincronismo, falhas de comunicação, backup e restauração.
O SAT confirma o sistema instalado. O teste ponto a ponto verifica cada sinal desde a origem até os destinos previstos, validando texto, estado, escala, qualidade, selo de tempo e evidência.
O aceite deve comprovar o desempenho do sistema integrado.
FAT, SAT e testes ponto a ponto precisam validar sinais, telecomandos, alarmes, sincronismo, redundância, falhas de comunicação, recuperação e rastreabilidade das evidências.
Owner’s Engineering e critérios de aceite
Em contratos com vários fornecedores, o Owner’s Engineering controla interfaces, documentos, protocolos, responsabilidades, listas de pontos, matrizes de comando, critérios de teste, pendências e documentação final.
O aceite deve comprovar pontos testados, escalas conferidas, qualidade preservada, eventos com tempo coerente, alarmes priorizados, comandos com retorno correto, redundância testada, backups restaurados e documentação atualizada.
Erros comuns
- tratar SCADA como simples compra de software;
- não controlar a lista de pontos;
- ignorar atributos de qualidade;
- não testar falhas e contingências;
- confundir supervisão com proteção;
- generalizar requisitos do ONS;
- modernizar sem mapear o legado;
- aceitar telas e pontos sem teste ponta a ponto.
Como contratar projeto, integração e comissionamento
A contratação deve informar o número de instalações, equipamentos existentes, centros de operação envolvidos, protocolos, quantidade aproximada de pontos, requisitos do agente e condições de migração.
O escopo pode contemplar levantamento, projeto básico e executivo, especificação, base de dados, telas, parametrização, integração, apoio à aquisição, fiscalização, FAT, SAT, testes ponto a ponto, operação assistida, Owner’s Engineering e documentação final.
Conclusão
O SCADA no setor elétrico é um sistema de engenharia integrado. Seu desempenho depende da coerência entre campo, IEDs, UTR ou SSCL, redes, protocolos, sincronismo, servidores, centro de operação e procedimentos de teste.
Uma solução confiável começa com requisitos operacionais claros, mantém a qualidade e a rastreabilidade dos dados e termina com testes ponto a ponto e documentação como construída.
Referências técnicas
[1] OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO. Procedimentos de Rede — Submódulo 2.12: Requisitos mínimos de supervisão e controle para a operação. Revisão 2025.02.
[2] OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO. Procedimentos de Rede — Submódulo 2.15: Requisitos mínimos para telecomunicações.
[3] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR IEC 61850-10: Redes e sistemas de comunicação para automação de sistemas de potência — Parte 10: Ensaios de conformidade. Rio de Janeiro, 2018.
Perguntas frequentes
É o conjunto de recursos de supervisão, controle e aquisição de dados que conecta equipamentos de campo, automação, telecomunicações e centros de operação.
Não. A solução inclui IEDs, UTR ou RTU, SSCL, gateways, redes, servidores, sincronismo, telecomunicações e bases de dados.
UTR e RTU coletam dados e recebem comandos. O SSCL agrega supervisão e controle no nível da instalação.
Não. O SCADA supervisiona e controla, mas as funções de proteção permanecem nos equipamentos apropriados.
É o documento que relaciona medições, estados, alarmes, eventos e comandos, com origem, destino, endereço, escala, qualidade e critérios de teste.
É o sequenciamento de eventos com selo de tempo, usado para reconstruir cronologicamente atuações e ocorrências.
Pode utilizar modelos de dados e serviços de IEDs, como MMS e arquivos SCL. GOOSE possui finalidade específica entre dispositivos.
Pontos, escalas, estados, qualidade, alarmes, eventos, telecomandos, protocolos, sincronismo, redundância, backups e integração com centros remotos.
Não. Cada Submódulo possui escopo próprio. Também devem ser considerados os padrões do agente e os requisitos contratuais.
Controlar interfaces, documentos, responsabilidades, critérios de teste, pendências e aceite em sistemas com diversos fornecedores.
Materiais técnicos complementares
Soluções
- Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSC)
- Sistemas SCADA
- Teleassistência e Monitoramento Operativo em Subestações
Serviços de engenharia
- Projeto de Telecomunicações
- Integração de Sistemas
- Comissionamento e Aceite Técnico
- Owner’s Engineering
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