operação, manutenção & ensaios em subestações · 2018-05-16 · estruturas de montagem,...

Operação, Manutenção & Ensaios em Subestações

Eng. Geraldo M. Aoun

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?

Componentes Principais de uma Subestação

Banco capacitores série

Compensador SíncronoBanco Reatores Shunt

Banco Reatores

Compensação

Reativo

CLASSIFICAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES

QUANTO A FUNÇÃO

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)

QUANTO AO NÍVEL DE TENSÃO

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

QUANTO AO TIPO DE INSTALAÇÃO

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

TIPOS DE BARRAMENTOS

Barra simples

Barra Dupla

Disjuntor e Meio

Barramento em Anel

OPERAÇÃO DE SUBESTAÇÕES

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 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.

EXPERIÊNCIA DAS

TRANSMISSORAS

FURNAS

SUBESTAÇÕES SEM ASSISTÊNCIA LOCAL 29

SUBESTAÇÕES COM ASSISTÊNCIA LOCAL (24 hs) 20

Total 49


CTEEP

SUBESTAÇÕES SEM ASSISTÊNCIA LOCAL 55

SUBESTAÇÕES COM ASSISTÊNCIA LOCAL 38

SUBESTAÇÕES PARCIALMENTE ASSISTIDAS 26

Total 119


CROINº Subestações

ControladasNº Módulos

Blumenau 9 169

Campos Novos 10 133

Londrina 11 160

Nova Santa Rita 16 172

Porto Velho 5 49

ELETROSUL

CHESF


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


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

videoplayback.mp4

videoplayback.mp4

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)

DIS

PO

NIB

ILID

AD

E

CU

STO

RESULTADOS x TIPOS DE MANUTENÇÃO

Gestão de Ativos

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

REN 669 – REQUISITOS MÍNIMOS DE MANUTENÇÃO

QUANDO FAZER....

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.



O QUE FAZER....

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 NOVA ERA DA MANUTENÇÃO

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”.

NOVAS TECNOLOGIAS PARA ENSAIOS EM ATIVOS DE SUBESTAÇÃO

Sistemas de Proteção

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

Transformadores

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.


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


• 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

enrolamentos da fase U e os deslocamentos radiais dos enrolamentos.

DISJUNTORES

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

Tempo dos contatos

Deslocamento dos contatos

Teste Resistencia Dinâmica Corrente do Motor

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:

Transformadores de Corrente

• 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


TRANSFORMADORES

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.

Medição de temperatura em tempo real de ponto quente em enrolamentos utilizando fibra óptica

Videomonitoramento (on-line)

Câmera termográfica Pan-Tilt

Câmera termográfica fixa

• 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.

Uso de Drone para inspeção termográfica

E agora, o futuro......

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

[email protected]

www.methodrep.com.br

mailto:[email protected]

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