operação, manutenção & ensaios em subestações · 2018-05-16 · estruturas de montagem,...
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INTRODUÇÃO
Definição: O que é uma subestação, principais componentes
Classificação: Função, Nível de tensão, Tipo da instalação, Tipo de barramento
Operação de Subestações: Tendências, Tele assistência, Experiência das transmissoras, Pontos de atenção
Manutenção: Definição, Tipos, Aspectos regulatórios, Novas técnicas
Monitoramento de ativos
O futuro das subestações
Definição NBR 5460 / 1992
Parte de um sistema de potência,concentrada em um dado local,compreendendo primordialmente asextremidades de linhas de transmissãoe/ou distribuição, com os respectivosdispositivos de manobra, controle eproteção, incluindo obras civis eestruturas de montagem, podendoincluir também transformadores,conversores e/ou outrosequipamentos.
Introdução: O que é uma Subestação?
SUBESTAÇÕES ELEVADORAS• Localizadas na saída das usinas geradoras• Elevam a tensão para níveis de transmissão e subtransmissão
SUBESTAÇÕES ABAIXADORAS• Localizadas próximas às cargas
SUBESTAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO• Diminuem a tensão para o nível de distribuição primária• Podem pertencer à concessionária ou a grandes consumidores
SUBESTAÇÕES DE MANOBRA• Responsáveis pelo chaveamento de linhas de transmissão
SUBESTAÇÕES CONVERSORAS• Associadas a sistemas de transmissão em CC (SE Retificadora e SE
Inversora)
SUBESTAÇÕES DE ALTA TENSÃO (AT)
• Tensão nominal abaixo de 230 kV
SUBESTAÇÕES DE EXTRA ALTA TENSÃO (EAT)
• Tensão nominal acima de 230 kV
SUBESTAÇÕES DE MÉDIA TENSÃO (MT)
• Tensão nominal até 34,5 kV
SUBESTAÇÕES BLINDADAS
• Construídas em locais abrigados • Os equipamentos são completamente protegidos e isolados em óleo,
com material sólido, ou em gás (ar comprimido ou SF6)• Podem chegar a até 10% de uma SE convencional
SUBESTAÇÕES DESABRIGADAS
SUBESTAÇÕES ABRIGADAS
Operação de Usinas e Subestações
APÓS MP 579 - LEI 12.783/13 Receita Reduzida
Aumento de Exigências (Sociedade/Regulação)
SOLUÇÃO: MAXIMIZAR A EFICIÊNCIA DOS PROCESSOS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO
A RAP contempla essencialmente os custos de O&M
Tendência Atual:
- SE’s totalmente teleassistidas (sem a presença de
operadores)
- SE´s assistidas horário comercial por mantenedores
- Exceção: SE´s assistidas 24 horas
Operação de Usinas e Subestações
Operação de Subestações
Tipo E1 Tipo E2 Tipo E3 Tipo E4
A perda afete o
suprimento a pelo
menos 3 estados
A perda afete o
suprimento a pelo menos
2 estados
A perda afete o suprimento a pelo
menos 1 estadoSubestações que
participam dos
corredores fluentes
de recomposição,
cuja
indisponibilidade
inviabiliza o
processo de
recomposição
fluente do corredor
associado.
Corte superior a 30%
do total das cargas
Afete o suprimento a 1
(um) estado da federação
Corte superior a 30% do total das
cargas
Corte superior a 50% do
total das cargas
Perda afete o suprimento de
energia a 1 (uma) região
metropolitana
Corte de superior a 30% do total
das cargas
Perda provoque a interrupção local
de cargas (supridas a partir de uma
mesma subestação) em montantes
superiores a 750 MW
As instalações estratégicas Tipos E1 e E2 classificadas de acordo com os critérios
definidos no Submódulo 23.6 do Procedimento de Rede, independentemente deserem teleassistidas, devem ser providas de assistência local ininterrupta.
FURNAS
SUBESTAÇÕES SEM ASSISTÊNCIA LOCAL 29
SUBESTAÇÕES COM ASSISTÊNCIA LOCAL (24 hs) 20
Total 49
Operação de Usinas e Subestações
CTEEP
SUBESTAÇÕES SEM ASSISTÊNCIA LOCAL 55
SUBESTAÇÕES COM ASSISTÊNCIA LOCAL 38
SUBESTAÇÕES PARCIALMENTE ASSISTIDAS 26
Total 119
Operação de Usinas e Subestações
CROINº Subestações
ControladasNº Módulos
Blumenau 9 169
Campos Novos 10 133
Londrina 11 160
Nova Santa Rita 16 172
Porto Velho 5 49
ELETROSUL
3/20142/20141/201412/201311/201310/20139/20138/20137/20136/20135/20134/2013
99,964
99,975
99,941
99,951
99,958
99,971
99,982
99,976
99,945
99,968
99,955
99,988
99,955
99,95
Média no Período Indicador de Assistência Referência
DESEMPENHO DA TELEASSISTÊNCIA – ANO 2013ELETROSUL
Operação de Usinas e Subestações
TENDÊNCIA DAS EMPRESAS
Aperfeiçoar e ampliar a teleassistência nas subestações em todos níveis de tensão
Teleassistência centralizada em centros de controle regionalizados
Reforçar a infraestrutura de telecomunicação de forma a assegurar o sucesso do telecomando, inclusive com a adoção de redundância de comunicação
Extinção da função “operador de subestação”, sendo esta função ampliada, agregando algumas tarefas de manutenção Mantenedor
Ampliação do vídeo-monitoramento das instalações
PONTOS DE ATENÇÃO
Dimensionamento correto do numero de vão/operador
Dimensionamento do numero de operadores
Dimensionamento correto do numero de centros de telecomando
Centros 1 2 3 4 5
N° Módulos 133 160 172 169 49
Módulos/Operador 44,33 53,33 57,33 56,33 24,50
Confiabilidade do sistema de telecomunicação
Redundância
PONTOS DE ATENÇÃO
Quantidade excessiva de Alarmes nos Centros de Operação
Redução de alarmes frequentes (sem anormalidade) Classificação de alarmes por nível de prioridade (código de cores) Agrupamento de alarmes (redução)
MANUTENÇÃO
CORRETIVA
NÃO
PLANEJADA
PREDITIVAPREVENTIVA DETECTIVAENGENHARIA DE
MANUTENÇÃOCORRETIVA
PLANEJADA
Manutenção corretiva - É a atuação para correção da falha ou do desempenhomenor que o esperado. Manutenção corretiva programada Manutenção corretiva não programada
Manutenção preventiva - É a atuação realizada para reduzir ou evitar falhas ouqueda no desempenho, obedecendo a um planejamento baseado em IntervalosDefinidos de TEMPO.
Manutenção preditiva - É baseada na tentativa de definir o estado futuro de umequipamento ou sistema, por meio dos dados coletados ao longo do tempo por umainstrumentação específica.
Manutenção detectiva - É um tipo de manutenção que busca detectar falhas ocultasou não perceptíveis às equipes de operação e manutenção.
Engenharia de manutenção
É o conjunto de atividades que permite que a confiabilidade sejaaumentada e a disponibilidade garantida. É deixar de ficarconsertando, convivendo com problemas crônicos, melhorarpadrões e sistemáticas, desenvolver a manutenibilidade, darfeedback ao projeto e interferir tecnicamente nas compras.
Dado um evento, estudam-se as possíveis causas e realizam-seações que resultem em uma modificação do componente eeliminação do mesmo (Causa Raíz)
A Gestão de Ativos, além do foco no ciclo de vida dos ativos e seu período de
depreciação, estabelece o menor número de manutenções necessárias e
aumenta as expectativas de retorno do investimento, também traz uma sinergiaentre as áreas da empresa
A MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE INSTALAÇÕES DE REDE BÁSICA E OS REQUISITOS MÍNIMOS DE
MANUTENÇÃO
QUANDO FAZERO QUE FAZER
MANUTENÇÃO EM SUBESTAÇÕES
Para-raios
Disjuntor
Banco de Capacitor
Linha de Transmissão
TC e TP Transformador
Reator
Seccionadora
REN 669 – Requisitos Mínimos de Manutenção
Define as atividades mínimas de manutenção preditiva e preventiva e suas periodicidades
As manutenções preventivas só poderão ser realizadas em intervalos superiores aosestabelecidos neste plano quando forem adotadas técnicas de manutenção baseadasna condição ou na confiabilidade. Neste caso, deverá ser apresentado laudo técnicoque aponte a condição do equipamento que justifique a postergação da manutençãopreventiva baseada no tempo.
REN 669 – REQUISITOS MÍNIMOS DE MANUTENÇÃO
PLANO MINIMO MANUTENÇÃO TRANSFORMADOR
Análise dos gases dissolvidos no óleo isolante; Ensaio físico-químico do óleo isolante;
Manutenção preventiva periódica:
Inspeção do estado geral de conservação: limpeza, pintura e corrosão nas partes metálicas
Verificação: Vazamentos de óleo isolante, relé gás, fluxo, válvula de alívio de pressão Sílica gel, bolsas e membranas do conservador Indicadores de nível do óleo isolante e temperatura Funcionamento dos ventiladores, bombas do sistema de resfriamento, comutação sob carga Nivel do óleo do compartimento do comutador
Ensaios de fator de potência e de capacitância das buchas.
PLANO MINIMO MANUTENÇÃO DISJUNTOR
Ensaios de resistência de contatos do circuito principal Ensaios nas buchas Medição dos tempos de operação: abertura e fechamento Teste do comando local e a distância e acionamento do relé de discordância de polos Ensaios de fator de potência e capacitância dos capacitores de equalização
Verificações gerais: Densímetros, pressostatos, manostatos, circuito
de comando e sinalizações Níveis de alarmes, vazamentos circuitos
hidráulicos, gás ou óleo Tanque de ar e do óleo do compressor Pintura, porcelanas, corrosão Lubrificação
PLANO MINIMO MANUTENÇÃO - CHAVES SECCIONADORAS
Verificação: Necessidade de limpeza, lubrificação ou substituição dos contatos Funcionamento dos controles locais e da operação manual Ajustes das chaves de fim de curso Ajustes, alinhamento e simultaneidade de operação das fases Inspeção geral do estado de conservação, cabos e aterramento Inspeção e limpeza de isoladores, das colunas de suporte e dos flanges dos isoladores Lubrificação dos principais rolamentos e articulações das hastes de acoplamento, quando
aplicável Deve ser avaliada a necessidade de realização dos ensaios de medição de resistência de
contato
A atividade mínima de manutenção para as linhas de transmissão é a inspeção de rotina, que deve ser realizada, no mínimo, a cada doze meses.
Nas inspeções de rotina devem ser verificadas: Estradas de acesso Faixas de servidão Estais, condutores e para-raios
A partir da análise do desempenho da linha de transmissão e dos resultados das inspeções regulares de rotina deve ser avaliada a necessidade de inspeções detalhadas Estruturas inspeções termográficas Oxidação de grelhas, cadeias, condutores internos, grampos, etc.
PLANO MINIMO MANUTENÇÃO – LINHAS DE TRANSMISSÃO
PLANO MINIMO MANUTENÇÃO – TP´S e TC´S
Verificações do estado geral de conservação
Verificações da limpeza de isoladores
Reposição de óleo e/ou gás SF6
Verificação do estado do material secante
Deve ser avaliada a necessidade de realização dos ensaios de resistência de isolação e de fator de potência.
REN 729 – APRIMORAMENTO DAS REGRAS DA PARCELA VARIÁVEL
20 (vinte) horas, por intervenção, a cada período completo de 3 (três) anos, para a FT -Transformação e para a FT - Controle de Reativo, exceto Compensador Síncrono;
20 (vinte) horas, por intervenção, a cada período completo de 6 (seis) anos, para a FT -Linha de Transmissão; e
1080 (mil e oitenta) horas, por intervenção, a cada período completo de 5 (cinco) anos, para Compensador Síncrono.
CONDIÇÕES PARA ISENÇÃO DE PV PARA MANUTENÇÃO PREVENTIVA
o Para Obter o máximo benefício em termos de redução da PV, énecessário fazer a manutenção preventiva de todos osequipamentos de uma Função de Transmissão dentro da franquia de20 horas.
o Há funções de Transmissão com mais de 40 equipamentos com pelomenos uma atividade de manutenção preventiva.
o A logística para execução segura das tarefas de manutenção dentroda franquia é bastante crítica, especialmente em equipamentos degrande porte, com potências altas e classes de tensão elevadas.
IMPLICAÇÕES...
Modicidade Tarifária
Concorrência
Incentivos regulatórios à eficiência:
Parcela Variável (REN ANEEL 270/729) Mecanismo de Redução de Energia Assegurada
Renovação das Concessões: Lei 12783
Requisitos Mínimos de Manutenção (REN ANEEL 669)
Marco regulatório cada vez mais rigoroso
O mundo mudou... O que deve ser mudado para continuarmos competitivos?
No novo cenário do setor elétrico brasileiro, nossas praticas de manutenção continuam adequadas ao negócio?
A automação dos testes traz .....
● Ganhos significativos no tempo de execução
● Padronização do testes
● Resultados confiáveis, planejados previamente e com riscos
menores de desligamentos indesejados.
● Redução do quantitativo de pessoas para a execução, uma vez
que o planejamento e a execução são feito em momentos distintos.
● A automação de testes traz diversas vantagens: é mais rápido,
diminui a chance de erro humano e reduz o esforço com tarefas
repetitivas.
“Enquanto pessoas são mais inteligentes, intuitivas e criativas que máquinas, computadores já se dão melhor com
cálculos, tarefas repetitivas e que precisam ser feitas num curto espaço de tempo”.
APLICAÇÃO DE ARQUIVOS DE FALTA REAIS (COMTRADE)
Reprodução de faltas reais ou simuladas Uso de arquivos gravados em Registrador
Digital de Perturbação ou no próprio Relé Análise do desempenho do Relé para
situações reais do sistema elétrico
AUTOMAÇÃO DE TESTES DE PROTEÇÃO
A tecnologia dos equipamentos de ensaio em relés de proteção, permite a criação de ensaiosTotalmente automatizados.
Parametrização do Relé Control Center
Arquivo PTL
SOFTWARE PARA SIMULAÇÃO DE REDE - RelaySimTest
• Simplifica testes complexos de esquemas de proteção
• Valida a operação correta de todo o sistema de proteção
• Simula eventos reais do sistema
Espectroscopia no domínio da frequência (FDS) e do tempo (PDC+)
Por meio da medição da resposta dielétrica do equipamento em uma ampla faixa de frequência é possível avaliar o teor de umidade.
A água em ativos isolados com óleo e papel, como transformadores de potência ou transformadores de instrumentos, acelera o envelhecimento do isolamento de papel e, assim, reduz a expectativa de vida do ativo.
Assim, saber qual é o conteúdo de água permite avaliar o estado de envelhecimento dos ativos.
• Teor de umidade no isolamento de papel/óleo
• Condições das buchas de alta tensão RIP (Resin-impregnated paper bushing), RBP (Resin-bonded Paper bushing) e OIP (Oil-impregnated Paper)
• Condições do isolamento dos cabos, motores e geradores
FDS – Medição da resposta dielétrica em altas frequências
PDC+ – Medição da resposta dielétrica em baixas frequências, através da medição da corrente de
polarização, e transformação para o domínio da frequência
Isto facilita as medições da resposta dielétrica dentro de uma ampla faixa de frequência. Comparando a resposta dielétrica com as curvas do modelo, fornecendo indicações da condição de isolamento, tais como:
A análise de resposta em frequência (geralmente chamada de FRA ou SFRA) é um método poderoso para testar a integridade mecânica de enrolamentos e núcleos magnéticos de transformadores de potência.
Análise de resposta de frequência em transformadores de potência
• Cada rede elétrica tem uma resposta de frequência única - chamada "impressão digital".
• Comparando as medidas tomadas em várias fases ou em vários transformadores idênticos, bem como comparando as medições com a antiga impressão digital do mesmo transformador, fornece indicações de quaisquer alterações mecânicas ou elétricas.
Testa a integridade mecânica e elétrica de transformadores de potência após
transporte ou exposição a altas correntes de falta.
O teste SFRA (Sweep Frequency Response Analysis) mede a função de transferência elétrica em uma ampla faixa de freqüências.
Detecta defeitos de enrolamento e falhas no núcleo magnético - ajudando assim a
melhorar a confiabilidade do transformador, reduzir os custos de manutenção e evitar falhas dispendiosas.
Análise de resposta de frequência em transformadores de potência
Deformação da bobina - axial e radial Aterramentos do núcleo com defeito Colapso parcial do enrolamento Deformação radial Grampos quebrados ou soltos Espiras em curto-circuito e enrolamentos
abertos Deformação do núcleo
Análise de resposta de frequência em transformadores de potência
• Uma tensão senoidal com amplitude constante e frequências distintas variáveis é aplicada ao enrolamento que está sendo testado e a frequência do sinal de entrada é aumentada sucessivamente.
• A amplitude e a fase do sinal de saída são medidas em função da frequência;
• A relação de amplitude de saída para entrada e o desvio de fase entre os sinais de saída e de entrada são avaliados
A comparação entre as respostas em frequência dos enrolamentos de fases U, V e W de um transformador de potência, com aquelas em uma condição de funcionamento adequado.
Os desvios nos resultados da medição de FRA indicam que os enrolamentos de fases U e W podem ter um defeito.
fase U fase V fase W
Teste de pick-up mínimo
Resistência estática ou teste de resistência de contato (µOhm)
Tempo dos contatos principais e auxiliares diferentes operações (O, C, OC, CO, OCO, COCO, OCOCO, ...) teste de subtensão correntes da bobina
Corrente do motor
Percurso do contato (movimento) dos contatos principais:
Resistência de contato dinâmica (DRM)
Testes avançados em disjuntores
Valores de performance como deslocamento, sobrecurso, rebote, deterioração de contatos são obtidos como resultados das medições. Estes valores podem ser comparados com os dados de referência do fabricante e dados adquiridos em medições prévias. Isto fornece indicações sobre potenciais desgastes do disjuntor.
Fornece informações sobre o estado das bobinas (por exemplo, aumento de atrito nos êmbolos, isolação queimada, parte do enrolamento em curto circuito), das travas de liberação para operação dos mecanismos (por exemplo, aumento de fricção) e do mecanismo de operação (por exemplo, se há redução da velocidade de operação que pode ser vista baseada no tempo de abertura dos contatos auxiliares).
Medição da Corrente das Bobinas
Medição de Movimento
Flashover no contato principal
Medição do tempo durante um fechamento
mostra falha na fase azul.Medição de resistência dinâmica mostra
falha na fase azul
Medição de resistência dinâmica após reparo
Ajustes mecânicos incorretos ou fenômenos de desgaste do disjuntor
Problemas nos contatos principais
Problemas relacionados ao desgaste dos contatos principais e de arco
Defeitos elétricos ou mecânicos dos componentes de controle de abertura ou fechamento
Potencial desgaste mecânico do disjuntor
Desempenho durante subtensão
Novas técnicas permitem detectar:
• Medição de carga
• Medição de magnetismo residual dos TCs
• Medição de resistência do enrolamento do TC
• Medição característica de excitação do TC de acordo com as normas IEC 61869-2, IEC 60044-1, IEC 60044-6 (TPS, TPX, TPY, TPZ) e IEEE C57.13.
• Medição de relação de TC considerando uma carga conectada
• Medição de fase e polaridade do TC
• Determinação do fator de limitação de precisão, fator de segurança do instrumento, constante de tempo secundário, fator de corrente simétrica de curto-circuito, fator de dimensionamento transiente, fator de remanência, tensão/corrente do ponto de inflexão, classe, indutância saturada e indutância não saturada.
MONITORAMENTO DE ATIVOS
Técnicas para o monitoramento, podem minimizar defeitos em equipamentos e prevenir falhas
Medição de temperatura em tempo real de ponto quente em enrolamentos utilizando fibra óptica
O monitoramento por fibra ótica permite uma medição verdadeira do ponto quente, medindo a temperatura diretamente nos enrolamentos. Além de ser imune à alta voltagem, RFI, EMI e óleo de transformador ou gás SF6.
Devido ao fato de a taxa de envelhecimento do transformador dobrar a cada 6ºC acima do ponto estabelecido de temperatura, medições imprecisas de temperatura podem causar dano ao transformador e até perda de sua vida útil.
• Identifica possíveis falhas e reduz as interrupções não planejadas e custos associados;• Reduz o número e a frequência dos ciclos de manutenção do LTC, aumentando o tempo de operação• Investiga proativamente o envelhecimento prematuro ou a causa de falhas de um transformador, • Sistema de monitoramento de potenciais falhas do transformador. Mede e identifica nove gases e mais umidade
Detecção de gases com base em tecnologia de sensor infravermelho não dispersivo (NDIR) para medir gases de falha em transformadores ou
comutadores de carga (LTCs)
Acetileno (C2 H2 )Etileno (C2 H4 )Monóxido de Carbono (CO) Hidrogênio (H2 )Dióxido de Carbono (CO2 )Metano (CH4 )Etano (C2 H6 )Oxigênio (O2)Nitrogênio (N2 )
Detecção de gases com base em tecnologia de sensor infravermelho não dispersivo (NDIR) para medir gases de falha em transformadores ou
comutadores de carga (LTCs)
Fonte de Infravermelho
Câmera de Amostragem
Entrada de Gás
Saída de Gás
Filtro Passa Banda
Detector de Infravermelho
Cada comprimento de onda é atenuado dependendo da sua característica de absorção
Comprimento de onda específico selecionado pelo filtro passa-banda
Diferentes comprimentos de onda da luz infravermelha
Medidor é inversamente proporcional à concentração do gás
O gás é bombeado ou difunde-se para a câmara de amostra e a concentração de gás é medida opticamente pela absorção de um comprimento de onda específico no espectro IR. A luz infravermelha é direcionada através da câmara de amostras em direção ao detector. O detector possui um filtro óptico à sua frente que elimina toda a luz, exceto o comprimento de onda que as moléculas de gás selecionadas podem absorver.
Subestações digitais
Subestaçãoconvencional
Subestaçãodigital
Subestações digitais reduzem o cabeamento, precisam de menos espaço e aumentam a segurança
Mais de 30 toneladas a menos de material a ser
transportado para uma SE de transmissão de porte médio;
O peso do cabeamento de fibra óptica é
cerca de 90% menor do que o de cobre;
Se os TCs forem substituídos por ópticos,
temos quase 80% de redução do peso;
Até 60% de redução de espaço para os painéis de
proteção e controle;
Utilização de disjuntores com funções de
disjuntor e transformador de corrente óptico;
Elimina a conexão elétrica entre o primário e o secundário.
OBRIGADO
Eng. Geraldo M. Aoun
geraldo@methodrep.com.br
www.methodrep.com.br
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