Sistemas de monitoramento on-line aplicados aos diversos segmentos do sistema elétrico. Brasil

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1 Sistemas de monitoramento on-line aplicados aos diversos segmentos do sistema elétrico David Scaquetti Siemens Ltda. Danilo Santos Siemens Ltda. Brasil RESUMO As mudanças impostas à filosofia de operação dos sistemas elétricos demandaram um desenvolvimento de ferramentas que auxiliassem no controle e operação dos seus equipamentos. Especificamente para os transformadores, que são os bens de maior valor de uma subestação, foram implementadas tais ferramentas a partir das medições de temperatura que é um dos parâmetros mais importantes e controlados pela operação. Os sistemas de monitoramento de transformadores têm evoluído ao longo do tempo, permitindo ao usuário uma série de opções de sensores e sistemas. A aplicação adequada destes sistemas aos diversos segmentos do sistema elétrico deve ser cuidadosamente avaliada pelo usuário, evitando a aplicação de soluções que não estejam adequadas a sua necessidade. Este trabalho tem como objetivo apresentar as opções de sistemas de monitoramento aplicáveis aos diversos segmentos do sistema elétrico, contemplando usinas, subestações, redes de distribuição e instalações de grandes consumidores, em função das necessidades específicas dos variados segmentos. PALAVRAS CHAVE Transformadores, Monitoramento, Diagnósticos, Confiabilidade David Scaquetti david.scaquetti@siemens.com (11)

2 1. Introdução As mudanças impostas à filosofia de operação dos sistemas elétricos demandaram um desenvolvimento de ferramentas que auxiliassem no controle e operação dos seus equipamentos. Especificamente para os transformadores, que são os bens de maior valor de uma subestação, foram implementadas tais ferramentas a partir das medições de temperatura que é um dos parâmetros mais importantes e controlados pela operação. A partir deste ponto, a necessidade de se conhecer outros parâmetros fez com que fossem desenvolvidos sensores mais específicos e sistemas inteligentes que coletassem estas informações e as processasse correlacionando-as através de modelos específicos de engenharia. Com o objetivo de correlacionar as variáveis obtidas, emitindo tendências, diagnósticos, prognósticos, recomendações e evitar alarmes e diagnósticos falso-positivos, o processamento destes dados está em constante aprimoramento baseado na experiência de uso, feedback dos usuários e principalmente à softwares cada vez mais inteligentes. Em função das demandas de cada aplicação, os sistemas de monitoramento são desenvolvidos de maneira a atender os objetivos particulares de cada segmento de atividade, através de soluções que se encaixem mais adequadamente à aplicação em questão. Este trabalho tem como objetivo apresentar as opções de sistemas de monitoramento aplicáveis aos diversos segmentos do sistema elétrico, contemplando usinas, subestações, redes de distribuição e instalações de grandes consumidores, em função das necessidades específicas dos variados segmentos. 2. Variáveis monitoradas e sua evolução 2.1 Temperatura O dimensionamento térmico de um transformador, contemplando todos os componentes e materiais que serão empregados em sua execução, exerce papel fundamental na vida útil esperada deste equipamento. A degradação dos materiais isolantes em função de temperaturas atingidas pelo transformador em operação afeta diretamente seu desempenho e durabilidade. Em função de ser uma variável facilmente monitorada através de simples sensores do tipo RTD, o monitoramento de temperatura de transformadores tem sido amplamente empregado e determinado, por normas de diversos países, como uma das proteções obrigatórias de transformadores. A medição de temperatura em transformadores, tendo como objetivo inferir a temperatura do ponto mais quente dos enrolamentos, tem evoluído ao longo do tempo buscando aumentar sua precisão e assim, permitir ao usuário um melhor conhecimento da condição térmica do transformador durante sua operação. Em transformadores produzidos até a década de 1960, o método da imagem térmica não era aplicado, apenas a medição da temperatura do óleo isolante. A partir de então, iniciouse a utilização da corrente de carga no transformador para realizar a inferência da temperatura do ponto mais quente dos enrolamentos, até então, realizada através de instrumentos analógicos. A digitalização dos instrumentos de medição e proteção proporcionou a evolução dos instrumentos analógicos para digitais, os quais possibilitam a implementação de diversas outras funções além da indicação de temperatura de óleo e inferência de ponto mais quente, tais como controle de refrigeração, comunicação com sistemas supervisórios, registro de 2

3 histórico de operações e ferramentas para análise destes dados com confiabilidade e custos bastante acessíveis Relé digital de proteção térmica Além dos indicadores de temperatura digital, a tecnologia de medição direta de temperatura nos enrolamentos pode ser implementada em transformadores através da instalação de fibras óticas diretamente em pontos específicos dos enrolamentos e geralmente não podem ser instaladas em transformadores em operação, pois as extremidades das fibras devem estar em contato direto com os enrolamentos. Os métodos de cálculo do ponto mais quente dos enrolamentos, em função de sua importância, têm sido constantemente avaliados e diversas instituições internacionais possuem metodologias específicas para sua determinação. Desta forma, o emprego do algoritmo mais adequado à condição de carregamento do transformador em seu respectivo regime de refrigeração, otimiza seu desempenho térmico e evita condições adversas de carregamento dos enrolamentos e perda de vida útil do transformador. 2.2 Gases no óleo Em função da constante necessidade de se determinar de forma mais precisa a condição do sistema de isolação de um transformador, a análise dos gases dissolvidos no óleo (DGA- Dissolved Gas Analysis) baseado em hidrogênio ou mesmo nas concentrações individuais dos oito gases característicos tem sido amplamente empregada. Nos últimos anos, surgiram equipamentos que verificam o conteúdo de gases no óleo isolante de transformadores, desde simples indicação do conteúdo de hidrogênio presente no óleo até as concentrações individualizadas dos oito gases indicativos de falha (Metano, Etileno, Monóxido de Carbono, Hidrogênio, Dióxido de Carbono, Acetileno, Oxigênio e Etano). Estes equipamentos são dotados de ferramentas que possibilitam a inferência de modos de falha através de métodos como triângulo de Duval, Rogers entre outros. Estes sensores estão aptos a realizar análises contínuas ou em intervalos de tempo programados, de forma a permitir um acompanhamento constante da evolução da geração de gases em um determinado transformador, incluindo sua correlação com o carregamento no momento da análise. 3

4 Os monitores de gases on-line permitem repetibilidade de resultados, evitam contaminação de amostras, permitem análises com freqüência de até 1 hora e incluem ferramentas de análise de resultados Gás-cromatógrafo on-line instalado em transformador 2.3 Buchas As falhas em buchas normalmente são catastróficas e seu mecanismo de falha geralmente ocorre quando uma seqüência de pequenos defeitos impõe a perda de camadas capacitivas intermediárias, frequentemente causadas por curto-circuitos entre as camadas de alumínio condutoras Bucha tipo papel-óleo típica, mostrando distribuição das camadas capacitivas internas Este fenômeno é normalmente irreversível e provocará a eliminação de uma camada capacitiva, assim causando um aumento na capacitância C1. O campo elétrico será redistribuído dentro do espaço onde as camadas capacitivas estão contidas. Observando esta ocorrência do ponto de vista microscópico, pode ser observado que o material dielétrico 4

5 sofrerá importantes mudanças que impactarão no ângulo de perda dielétrica (medida através do fator de isolamento ou tanδ). Pode-se realizar a determinação do desvio de capacitância da bucha ou alteração do fator de isolamento através de medições off-line e on-line. As medições off-line demandam o desligamento do transformador e emprego de instrumentos tradicionais de medição como a ponte Schering, sendo a maneira mais precisa e fácil para sua determinação. No caso das medições on-line, a técnica mais simples para detectar as variações no valor de C1 é realizada através da colocação de uma capacitância adicional (medição) no circuito para operar como um divisor capacitivo ou de uma resistência para operar como divisor resistivo. Neste caso, a resistência (Rd) ou a capacitância (Cd) adicional é conectada em paralelo com C2, que é a capacitância formada pelas duas últimas camadas capacitivas. Quando uma alteração em C1 é detectada, a relação do divisor Rd-C2 ou Cd-C2 será alterada. 2.4 Outras grandezas monitoradas Dentre as demais grandezas que podem ser monitoradas on-line através de sensores dedicados, podemos destacar as seguintes: Umidade no óleo; Temperatura ambiente; Corrente de carga; Corrente dos motores dos componentes do sistema de refrigeração; Posição do comutador; Nível de óleo; Fluxo de óleo do sistema de refrigeração; Fluxo de água do sistema de refrigeração; Temperatura do tanque do OLTC. 3. Sistemas inteligentes e modelos de engenharia Para o desenvolvimento dos softwares de análise adequados faz-se necessário, primeiramente, conhecer as características e particularidades de funcionamento de cada sensor que fará parte do monitoramento. É necessário que se desenvolvam drivers de comunicação com estes dispositivos que contemplem também a validação dos dados recebidos, não somente no que diz respeito à integridade do pacote de dados recebidos quanto também à qualidade dos dados. Há que se considerar que os valores lidos neste dispositivo muitas vezes tem restrições devido à certas condições de contorno. Para isso, é necessário um hardware dedicado, não sendo suficiente apenas concentrar sinais recebidos diretamente dos sensores e disponibilizá-los ao usuário através de anunciadores ou sistemas supervisórios. Como primeiro exemplo, pode-se citar a rotina de consistência de dados para supressão da saturação nas saídas analógicas (fim de escala) de alguns analisadores de gases ocasionadas por subtensões na sua alimentação (condição de contorno). Esse comportamento foi detectado no dispositivo, entretanto, não se configura como um defeito, mas sim como uma característica operativa. Muitos equipamentos analógicos recorrem a indicar em sua saída analógica valor de fundo de escala, ou início de escala, ou ainda 5

6 variações constantes entre limites para informar impossibilidade de leitura. Dessa forma, esses comportamentos devem ser tratados pelo driver de comunicação. Neste caso, tomando-se como premissa que o tempo de resposta do sensor é de aproximadamente 10 minutos, pode-se implementar uma lógica que considere variações bruscas ocorridas em intervalos de tempo pequenos (entre duas leituras consecutivas inferior a 1 segundo) um alerta sobre o funcionamento inadequado do sensor e não representam o fenômeno físico real de crescimento de gases. Outro exemplo é o caso de dispositivos com interfaces seriais de protocolo proprietário que não implementam tratamento de erro, e portanto, deve-se desenvolver lógicas no driver de comunicação para contornar esta condição. Ou seja, se o dado é consistente ou não. Assim, um fator a ser considerado como essencial para que os níveis de confiabilidade estejam adequados às necessidades e expectativas dos clientes é a qualidade dos dados utilizados pelo sistema durante o processamento e comparação com os limites de alarmes. Entretanto, garantir a coerência dos valores recebidos dos sensores não é suficiente para embasar a emissão de um diagnostico confiável. Faz-se necessário o emprego de modelos de engenharia específicos para o tratamento de cada grandeza monitorada, modelos desenvolvidos a partir de sólido conhecimento do comportamento de cada variável do transformador e também do projeto e construção, operação e manutenção destes. Esses modelos devem ser capazes de estabelecer dinamicamente limites estatísticos para variáveis onde o conceito de limite fixo não se mostra adequado o suficiente, o que é possível através do uso de técnicas como aprendizado estatístico. No caso do monitoramento de desvio de capacitância das buchas, através de ferramentas estatísticas, o modelo define qual o desvio considerado normal entre as fases de um transformador com as buchas em condições normais num período definido pelo usuário. Após este período, o sistema passa a calcular médias dos valores medidos e comparar com os desvios normais aprendidos. Dessa forma, alarmes falsos devido às variações de carga, topologia do sistema, flutuações na tensão e outros são evitados. Os modelos devem também realizar a análise de tendência baseada em métodos matemáticos consolidados e considerar as característica de cada sensor (precisão, repetibilidade, tempo de resposta). Existem também softwares desenvolvidos para detectar a tendência de geração de gases dissolvidos no óleo do transformador, entre outras grandezas. Neste caso, é determinada a reta da tendência de crescimento de gases e consequentemente o tempo para atingir o limite máximo definido pelo usuário. Além disso, antes de se emitir o diagnóstico para o usuário, o modelo compara a amostra estatística dos últimos dias com uma população móvel, evitando assim falsos alarmes devido à imprecisão dos sensores. Visando aumentar a confiabilidade do relatório emitido, o sistema de monitoramento necessita ainda realizar correlações entre as diversas grandezas monitoradas de um transformador, pois sabe-se que qualquer alteração em uma variável terá efeito em outras, uma vez que o transformador é um sistema fechado (figura 3.1). Além disso, é possível correlacionar a anormalidade encontrada em uma unidade com outras unidades semelhantes da mesma instalação (figura 3.2). Este conceito é definido como correlação entre unidades irmãs, isto é, que possuem projeto idêntico, e auxilia a análise da causa raiz do problema que será realizada pelo especialista. 6

7 3.1 Correlações entre variáveis do mesmo transformador 3.2 Correlações unidades semelhantes na mesma instalação Ainda, é necessário que o sistema emita relatórios e não apenas informações do desvio encontrado, além de ações recomendadas para a mitigação da falha, bem como os efeitos que se pode ter no caso de nenhuma ação ser colocada em prática (prognóstico). 4. Aplicação de sistemas de monitoramento Dadas as inúmeras configurações possibilitadas pela combinação dos sensores e dos modelos de engenharia disponíveis, é possível realizar recomendações de sistemas de monitoramento que sejam mais adequados às diversos segmentos do sistema elétrico, contemplando usinas, subestações, redes de distribuição e instalações de grandes consumidores. 7

8 4.1 Usinas e subestações de transmissão No caso de sistemas de monitoramento instalados em usinas e subestações de transmissão, sua grande maioria tem contemplado o emprego de sistemas inteligentes, que reúnem vários modelos de engenharia com técnicas avançadas de estatística e aprendizado, ultrapassando o conceito existente de simples medição da condição operativa com limites pré-fixados. Estes sistemas armazenam e correlacionam as grandezas indicativas do estado operativo do transformador, processando estes dados de forma a emitir diagnósticos, prognósticos, ações recomendadas e tendências indicativas de falhas incipientes. Cada transformador monitorado tem uma série de sensores instalados em seu tanque principal, bem como no OLTC, sendo que as informações adquiridas por cada sensor são centralizadas em um painel local que, por sua vez, se interliga aos outros transformadores monitorados e à sala de controle, onde se encontra o painel central, através de uma rede de fibra ótica em anel, conforme exemplificado na figura abaixo. Painel Local Painel Central PLC Servidor Web Painel Local Servidor Engenharia LAN WAN Painel Local Anel fibra ótica Correlações unidades semelhantes na mesma instalação O sistema comunica-se com sensores por interface serial, analógica e digital. Os dados são adquiridos pelo sistema sem a utilização de softwares de terceiros, através de drivers de comunicação e filtros de sinais especificamente desenvolvidos. Desta forma, a melhor confiabilidade dos dados recebidos dos sensores aumenta significativamente a qualidade das tendências e diagnósticos, buscando mitigar alarmes falso-positivos. Adicionalmente, o acesso ao sistema pode ser disponibilizado na intranet do usuário. Opcionalmente, para interface com sistemas de supervisão e controle, dados selecionados podem ser acessados através de protocolos padrão. Em geral, os seguintes modelos de engenharia são aplicados: Desvio relativo da capacitância das buchas; Umidade na isolação; Guia de Carregamento; Térmico; Perda de vida e envelhecimento relativos; Sistema de refrigeração; 8

9 Volume de óleo no conservador; Controle de refrigeração; Comutador sob carga (se aplicável); Cromatografia on-line para oito gases. 4.2 Subestações de distribuição e grandes consumidores Os transformadores instalados em subestações de distribuição, dependendo da configuração da rede da Distribuidora, são passiveis de remanejamento de carga e assim, a sua disponibilidade tem uma tolerância maior. Para este tipo de aplicação, tem-se aplicado monitores locais para transformadores. O monitor mede e armazena as grandezas indicativas do estado operativo do transformador, processando estes dados gerando diagnósticos acessíveis através de interface local tipo touch screen, permitindo acesso fácil aos dados e diagnósticos do transformador em campo, ou através de seu servidor web nativo. Cada transformador monitorado recebe um monitor, que adquire dados de vários sensores e do comutador sob carga (se aplicável). Os principais aspectos monitorados, dependendo dos sensores instalados, são: Gases no óleo (gases combinados ou três gases); Umidade no óleo; Temperaturas do óleo (inferior e superior); Temperatura ambiente; Nível de óleo; Corrente de carga; Condição das buchas; Sistema de refrigeração (monitoramento e controle); Comutador sob carga Instalação de um monitor local em transformador 9

10 No caso de grandes consumidores, o transformador possui grande importância, gerando despesas de manutenção, que normalmente procuram ser minimizadas. Desta forma, a instalação de monitores locais, que podem indicar um problema incipiente é uma opção bastante recomendável e eficaz para mitigar problemas inesperados. Outra possibilidade aplicável é a utilização de sistemas de monitoramento remotos, onde são instalados sensores dedicados para a medição de determinadas grandezas. Essas grandezas são digitalizadas em um painel instalado no corpo do transformador, dotado de um modem celular, que transmite estes dados à uma central de monitoramento que faz seu processamento e posteriormente emite relatórios em freqüência determinada informando o usuário do estado operativo do transformador monitorado. Esta solução demanda alto conhecimento em transformadores por parte da equipe que compõem a central de monitoramento, devido a necessidade de se realizar analises aprofundadas e emitindo relatórios que não estejam limitados às condições estabelecidas em normas. 5. Conclusão Os sistemas de monitoramento de transformadores têm evoluído ao longo do tempo, permitindo ao usuário uma série de opções de sensores e sistemas. A aplicação destes sistemas aos diversos segmentos do setor elétrico deve ser cuidadosamente avaliada pelo usuário, evitando a aplicação de soluções que não estejam adequadas a sua necessidade. Equipamentos simples, como um relé digital de proteção térmica, podem ser aplicados praticamente em qualquer transformador, permitindo ao usuário um melhor acompanhamento das temperaturas do óleo e enrolamentos. Entretanto a importância deste transformador para o usuário deve ser o fator determinante para a inclusão de novos sensores, sistemas e modelos de engenharia, ampliando a capacidade de monitoramento de falhas incipientes e auxiliando em sua manutenção. BIBLIOGRAFIA [1] H.R.T. Pelogia, B.M. Stuck e D.W. Scaquetti, Confiabilidade em Sistemas de Monitoramento On-Line de Transformadores, IX Conferência Doble no Brasil, setembro 2008 [2] L.A.V. Cheim Bushing On-Line Monitoring Technique, July