COMO FURNAS ENFRENTA OS DESAFIOS IMPOSTOS PELO NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO - MELHORIAS E MODERNIZAÇÕES

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1 SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA GAE a 24 Outubro de 2003 Uberlândia - Minas Gerais GRUPO VI GRUPO DE ESTUDO DE ASPECTOS EMPRESARIAIS - GAE COMO FURNAS ENFRENTA OS DESAFIOS IMPOSTOS PELO NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO - MELHORIAS E MODERNIZAÇÕES Cláudio Danusio Semprine * Gilson Bastos Ernesto Leser Eliane Simão Jorge Kotlarewski Haroldo Batuli Orlando José M. Motta FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. MARTE ENGENHARIA RESUMO O objetivo deste trabalho é apresentar as melhorias, modernizações e critérios implementados por Furnas em suas instalações para atenuar os efeitos da nova estruturação do Setor Elétrico Brasileiro. Inicialmente são apresentadas as modificações de concepção dos sistemas de controle das subestações e os novos sistemas implementados, que possibilitam tomadas de decisão mais ágeis e melhor conhecimento sobre o envelhecimento dos equipamentos. São também abordadas soluções de melhorias em subestações, suas vantagens e problemas encontrados na implantação ou projeto. Finalmente, são discutidos alguns cuidados tomados para compartilhamento de instalações com novos Acessantes de forma a tentar garantir a integridade dos sistemas e os limites de responsabilidades. PALAVRAS CHAVE Procedimentos de Rede, Subestação, Melhorias, Modernização, Monitoramento, Compartilhamento, Chaveamento de Reatores e Transformadores. 1.0 INTRODUÇÃO A reestruturação do setor elétrico brasileiro caracterizase por um modelo funcional que implica na segregação das funções de geração, transporte e comercialização de energia. Os ativos dos agentes transmissores, pertencentes à rede básica, são disponibilizados ao ONS, responsável pelas atividades de coordenação e controle da geração e transmissão de energia elétrica no sistema interligado, através de Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST). Esta alteração no ambiente institucional do setor elétrico é uma profunda mudança do paradigma funcional das empresas de transmissão, que passam a exercer o papel de detentoras de ativos de transmissão, responsáveis pela operação e manutenção dessas suas instalações, devendo garantir a maior disponibilidade possível das mesmas. Assim, o setor vem passando hoje por uma transformação radical em que as melhores soluções estão sendo balizadas por unidades bem mais estreitas de tempo e custo. Esta nova condição, se por um lado propicia uma maior competitividade e, portanto um aumento da eficiência da indústria de energia elétrica como um todo, por outro, a busca do preço/tempo ótimos, poderá acarretar uma tendência a deterioração da qualidade de energia. O novo papel funcional exercido pelos agentes transmissores, segundo os princípios definidos pela ANEEL para a rede básica, é avaliado por indicadores de disponibilidade que ensejam descontos efetuados na Receita. Diante dessa realidade, Furnas, como empresa transmissora, tem estudado alternativas para alcançar melhores resultados de disponibilidade, de qualidade de energia e, por conseguinte, de Receita de Transmissão. *Rua Real Grandeza, 219 Sala 803 Bloco A CEP Botafogo - Rio de Janeiro RJ Telefone: XXX Fax XXX e mail: semprine@furnas.gov.br

2 2 A seguir são apresentadas e discutidas algumas destas implementações. 2.0 MODERNIZAÇÕES DE SISTEMAS E ADOÇÃO DE NOVOS CRITÉRIOS 2.1. Modernização dos Sistemas de Supervisão e Controle Com o objetivo de melhorar o desempenho de suas instalações, Furnas decidiu pela digitalização dos sistemas de supervisão e controle. Todos os novos empreendimentos de Furnas já contemplam o sistema de supervisão e controle utilizando tecnologia digital e, para as instalações existentes, está em andamento um novo programa de retrofit com a previsão de modernização destes sistemas nas subestações existentes no prazo de 5 anos. A arquitetura adotada prevê a utilização de equipamentos de aquisição distribuídos por vão, adquiridos de diversos fabricantes. Para as salas de controle foi padronizada a utilização do Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia (SAGE) desenvolvido pelo Centro de Pesquisas em Energia Elétrica - CEPEL em parceria com algumas concessionárias. A padronização das salas de controle habilita Furnas a dar manutenção em diversos sistemas ao mesmo tempo, mantendo otimizada a equipe de suporte, além de tornar mais fácil a realização de futuras expansões das usinas/ subestações. Um produto secundário, mas não menos importante na adoção de um sistema padrão para as salas de controle, é o fato de tornar simples instalar o controle remoto de qualquer subestação a partir de outra, desde que as duas tenham o SAGE como sala de controle local. Esta operação requer somente a reconfiguração das duas bases de dados, serviço este que pode ser executado pela equipe técnica de FURNAS Implantação de Rede de Supervisão da Proteção e Sistema de Oscilografia Através da rede de supervisão da proteção se tem acesso a todas as proteções do sistema elétrico, obtendo-se informações do desempenho destas no caso de curtos-circuitos ou outros eventos que podem ocorrer em diversos pontos do sistema. Do Escritório Central de Furnas no Rio de Janeiro é possível ter acesso, quase que imediato, a todas as informações destas proteções, o que agiliza sobremaneira a análise das ocorrências no sistema elétrico e as possíveis providências necessárias. Em função da grande quantidade de informações que trafegam por esta rede, ela é independente do sistema de supervisão utilizado para operação do sistema elétrico. Para que se possa ter um perfeito diagnóstico das causas e efeitos dos diversos distúrbios que ocorrem em um sistema elétrico, são utilizados equipamentos que registram, como um eletrocardiograma, as variações de corrente e tensão em diversos pontos do sistema. Até há pouco tempo estes oscilógrafos, hoje chamados de Registradores Digitais de Perturbação, eram mecânicos e faziam os seus registros em papel, o qual era enviado para o Escritório Central para a análise das ocorrências. Com o advento da tecnologia digital, a função de oscilografia ganhou um novo impulso tanto na parte de substituição do velho processo como na facilidade de transmissão dos arquivos digitais através de uma rede. Furnas hoje está finalizando o processo de troca de todos os seus antigos oscilógrafos por equipamentos digitais ligados em rede, os quais podem ser acessados remotamente por uma central de análise Implantação de Sistema de Monitoramento de Equipamentos O sistema de monitoramento tem por finalidade permitir o acompanhamento "on line" do estado dos equipamentos, fornecendo meios e condições para que os órgãos de manutenção possam mudar a rotina de manutenção preventiva para uma manutenção preditiva e, conseqüentemente, diminuir o tempo e o número de desligamentos para manutenção, além de permitir a descoberta de faltas incipientes, diminuindo assim o risco de falhas. Furnas decidiu monitorar transformadores, reatores, disjuntores, secionadores e bancos de capacitores série, implementando uma rede de monitoramento onde estão conectados servidores de fornecedores diferentes. As informações necessárias ao sistema de monitoramento são adquiridas através de sensores, estrategicamente instalados nos equipamentos, e os dados de monitoramento são acessados diretamente via web Server. A rede interna de FURNAS (Intranet) está conectada à rede de monitoramento, possibilitando o acesso remoto a um conjunto de usuários previamente cadastrados. Monitorar alguns equipamentos foi uma decisão estratégica para adaptação à nova visão do mercado, quando, mais do que nunca, disponibilidade e confiabilidade tornaram-se imperativos. Através do estudo dos dados obtidos no sistema de monitoramento dos equipamentos, as manutenções periódicas serão otimizadas, os desligamentos serão programados e no futuro, uma ação conjunta de monitoramento e sistema de supervisão, permitirão uma análise mais consistente de defeitos do sistema Reavaliação dos Critérios Utilizados para Elaboração de Especificações As especificações técnicas foram revisadas de modo a haver maior comprometimento dos fabricantes nos fornecimentos. Incluiu-se, por exemplo, como escopo do fornecedor, penalidades por indisponibilidade, obrigatoriedade de treinamento adequado para equipes técnicas, fornecimento de documentações técnicas compatíveis e garantias mais rigorosas. Outro exemplo de mudança de critérios pode ser citado para os bancos de capacitores série, que estão sendo especificados com dois segmentos por fase, permitindo que, em caso de defeito, apenas um segmento possa ser retirado de serviço, mantendo uma compensação

3 3 parcial na linha. Isto diminui a indisponibilidade, reduzindo o desconto (Parcela Variável) esperado sobre a Receita do equipamento, com conseqüente aumento de Receita. 3.0 MELHORIAS EM SUBESTAÇÕES Para agilizar a substituição da unidade defeituosa pelo reserva, em bancos de transformadores e reatores, Furnas adotou as seguintes medidas que, utilizadas em conjunto, reduzem o tempo de substituição do transformador ou reator reserva de, aproximadamente 6 horas, para algo em torno de 30 minutos: 3.1. Instalação de Painéis de Tomadas Foram desenvolvidos painéis de tomadas, instalados dentro ou ao lado do cubículo comum compostos de tomadas multipolares onde todos os circuitos provenientes das fases, e que se destinam a Casa de Controle são conectados. Quando há a necessidade de substituição de uma unidade pela sua reserva a substituição dos circuitos de corrente, controle e supervisão é feita desligando as tomadas dessa fase e ligando as tomadas do reserva. A conexão das tomadas é a principal responsável pelo tempo de substituição do equipamento. Furnas esta analisando a possibilidade de utilizar controladores programáveis para realizar esta manobra, reduzindo então o tempo total da colocação de uma unidade reserva em operação para alguns poucos minutos Barramentos de Transferência Até algum tempo atrás, todas as subestações de FURNAS possuíam bancos de transformadores e reatores cuja reserva era móvel, isto é, necessitava ser deslocada para substituir uma unidade defeituosa do banco. Com a instalação do barramento de transferência, o tempo de substituição foi reduzido significativamente, aumentando, em conseqüência a disponibilidade da instalação Secionadores para Manobra de Transformadores e Reatores A instalação de secionadores para substituir os links utilizados para ligação do equipamento reserva ao barramento de transferência na substituição de uma fase defeituosa, foi mais uma solução adotada para reduzir ao mínimo o tempo de indisponibilidade em subestações importantes para o Sistema Elétrico brasileiro. São secionadores monopolares, motorizados, que podem ser comandados local ou remotamente, manual ou automaticamente, através do sistema de controle digital da Subestação..Em subestações ainda com controle convencional, FURNAS está especificando controladores programáveis para esse fim. 4.0 COMPARTILHAMENTO DE INSTALAÇÕES Com a nova estrutura, onde um mercado até então dominado pelas Concessionárias de Energia Estaduais/Federais, está sendo dividido com Empresas Privadas, através de leilões, e onde culturas diferentes para projeto, construção, operação e manutenção, estão convivendo, de modo a garantir a integridade de suas instalações e os limites de responsabilidades, Furnas está elaborando um Manual do Acessante. onde citamos como tópicos principais: - Critérios e limites de responsabilidades em caso de compartilhamento de infra-estrutura existente nas suas subestações (equipamento reserva, edificações, serviços auxiliares) - Aprovação, por parte de Furnas, de qualquer Projeto possa influir diretamente nas suas instalações; - Participação ativa no Comissionamento.de equipamentos e sistemas de sua propriedade e acessados pelo novo Transmissor; - Acompanhamento no Comissionamento de instalações do Acessante, que eventualmente possam causar distúrbios aos sistemas e equipamentos de Furnas. Com isso, espera-se minimizar os problemas causados por: - Sistemas envolvidos em compartilhamentos, (proteções de barramentos, esquemas de de proteção local, falha de disjuntor, sistema de controle e supervisão) ; - Contratação pelos novos Acessantes, de equipes de operação/manutenção sem conhecimento adequado das exigências do sistema interligado, suas rotinas e exigências; - Estratégias de ação não condizente com critérios internos; - Não participação nas análises de propostas de equipamentos, painéis e sistemas e participação indireta no projeto, construção, comissionamento e operação, adiando problemas para o período de comissionamento 5.0 RECEITAS E DESCONTOS 5.1. Estão hoje sob análise e discussão os submódulos 15.6 e 15.8, que estabelecem os requisitos para apuração dos serviços de transmissão a serem realizados mensalmente, considerando os eventos ocorridos na Rede Básica. Ou seja, a cada mês, os Agentes de Transmissão terão seus desempenhos avaliados em relação ao seu próprio sistema e em relação ao sistema da Rede Básica, podendo ter valores creditados ou debitados ao Pagamento Base, dependendo do resultado da soma algébrica das parcelas descritas a seguir. PB Pagamento base, equivalente a um duodécimo da receita anual permitida; (+) AFS Adicional Financeiro por sobrecarga de transformadores; (+)

4 4 AFS = m AFSi i= 1 PB Quantidade de transformadores integrantes da Rede Básica, de propriedade do Agente de Transmissão, com ocorrências de sobrecargas registradas, apuradas e certificadas.. AFSi Valor adicional financeiro a ser creditado ao Agente de Transmissão por sobrecargas ocorridas no equipamento i AFSi = PBi x (S - 1). Pbi Pagamento base da função Transmissão correspontente ao equipamento i Si Fator de carregamento referente ao transformador i, (>1) RFS RFS Ressarcimento Financeiro por Sobrecarga causada em transformadores de outros Agentes de Transmissão; (-) = n i = 1 AFSj. PRr j j Quantidade de equipamentos com ocorrências de sobrecargas ocasionadas pelo agente responsabilizado r PRrj Percentual de responsabilidade do Agente i na sobrecarga do equipamento j PVI Redução devido a Parcela variável por indisponibilidade das instalações, referentes a desligamentos programados ou outros; (-) PV = NO i= 1 PB 24x60xD Ko( DOD) i NP x + i= 1 Kp( DDP) i PB 24x60xD PV Parcela variável por indisponibilidade de equipamentos. PB Pagamento base das instalações de transmissão. Kp Fator para desligamentos programados Kp = 10. x D Número de dias do mês DDP Duração, em minutos de cada desligamento programado durante o mês DOD Duração, em minutos de cada desligamento não programado durante o mês PVD Redução devido à Parcela variável por indisponibilidade deslocada de meses anteriores, quando ultrapassar o percentual máximo do pagamento base; (-) PVAR Redução devido a Parcela variável devido a atraso de entrada de operação de ampliações e reforços; (-) RROT Redução devido a restrições operativas temporárias; (-) PVSA Receita adicional para serviços ancilares, se serviço prestado além do escopo do Contrato, ou Redução da receita, no caso de interrupção ou deficiência na prestação de serviços. Ou seja, a cada mês serão somadas as parcelas referentes ao pagamento base acrescidas do ressarcimento por sobrecarga dos transformadores e, caso haja, compensação por serviços ancilares, no caso de serviços além do escopo do contrato. Desse valor, serão subtraídas as reduções por indisponibilidades, restrições operativas e/ou interrupções/deficiências nas prestações de serviços ancilares contratados. Alguns fatores de reflexão, como os descritos abaixo, nos remete à necessidade de uma maior participação nas decisões que estão para ser tomadas: - O adicional financeiro por sobrecarga nos transformadores, para ser caracterizado, necessita que esteja acima da potência nominal correspondente ao último estágio de refrigeração, independente da temperatura que atinja o óleo ou os enrolamentos, e que somente assim caracterizaria perda de vida útil; - Seu desligamento será considerado indisponibilidade, e - O adicional de receita para instalação dos serviços ancilares só se caracteriza por fornecimento além do previsto em Contrato específico. Ko NP NO Fator para desligamentos não programados Ko = 150 até a 5a hora Ko = Kp a partir da 5a hora de desligamento não programado Número de desligamentos programados da instalação durante o mês Número de desligamentos não programados da instalação durante o mês Como veremos nos exemplos a seguir, a perda por desligamentos não programados pode ser dramática, podendo comprometer todo o investimento realizado no empreendimento. Como nesse momento estão sendo definidos esses critérios nos sub-módulos 15.6 e 15.8, causa preocupação aos Agentes de Transmissão o provável impacto em sua receita.

5 5 Considerando ainda que os valores de receita atribuídos aos empreendimentos autorizados pela ANEEL tem sido relativamente baixos, essas medidas poderiam prejudicar a qualidade das instalações, quando sabemos que, na verdade, a intenção é exatamente o contrário, e o que se pretende com essas medidas é um melhor funcionamento do sistema do Acessante com o todo, comprometendo, com responsabilidade, cada um dos Agentes envolvidos. autorizada pelo ONS), comprometeria apenas 5% da receita mensal. - Exemplo 3: Desligamento programado da LT1 por 10 horas e da LT2 para manutenção, no mesmo período. A LT1 retorna no prazo previsto, e a LT2 atrasa 2 horas sua manutenção: 5.2 Exemplos: Nos exemplos abaixo, vamos supor duas linhas de 500 kv de um mesmo Agente de Transmissão, e simular algumas situações, utilizando a fórmula para desconto por parcela variável já apresentada acima: LT 1 LT 2 Valor do desconto por indisponibilidade: R$ ,11 referente a LT1 R$ ,88 referente a LT2 Como podemos notar, a parcela variável incidente sobre desligamentos não programados será o principal vilão do modelo, e, por essa razão, Furnas tem se empenhado em melhorias e implementações de novos métodos para minimizar seus efeitos Estatísticas de Defeitos e Influência da Parcela Variável por Desligamentos Sobre a Receita: Abaixo, apresentamos algumas estatísticas de falhas, e suas conseqüências na receita anual : - LT1 Pag. base mensal da LT: R$ ,00 Pag. base mensal do vão de saída: R$ ,00 Pag. base mensal do vão chegada: R$ ,00 Total: R$ ,00 - LT2 Pag. base mensal da LT: R$ ,00 Pag. base mensal do vão de saída: R$ ,00 Pag. base mensal do vão chegada: R$ ,00 Total: R$ ,00 Receita mensal total: R$ ,00 - Exemplo 1: Desligamento não programado da LT1 por 6 horas: Valor do desconto por indisponibilidade: R$ ,44 (61,67% da receita mensal) Ou seja, por 6 horas de desligamento não programado (por exemplo, uma substituição de fase defeituosa de um banco de transformadores pertencente a Rede Básica), 62% da receita mensal ficará comprometida. - Exemplo 2: Desligamento programado da LT1 por 6 horas: Valor do desconto por indisponibilidade: R$ ,67 (4,86% da receita mensal) No mesmo tempo, um desligamento programado (por exemplo, a manutenção preventiva de um vão de linha prevista pelo sistema de monitoramento e Tensão N o Estimado de desligamentos Duração (horas/ano) Impacto sobre receita anual 230 kv ,49% 345 kv ,26% 440 kv 3 6 8,68% 500 kv 4 3,5 6,10% Ou seja, em apenas 6 desligamentos em uma LT 230kV, com duração média de duas horas cada, cerca de 10% da receita anual ficará comprometida. 6.0 CONCLUSÕES 6.1. O mercado se apresenta, atualmente, com as seguintes características: - Ao ONS cabe a responsabilidade de executar o planejamento e a programação da operação, supervisionar, controlar, administrar serviços, propor a ANEEL ampliações/reforços das instalações da rede básica: - As Empresas de Transmissão são proprietárias dos ativos, responsáveis pela operação/ manutenção das instalações; - As receitas autorizadas são afetadas diretamente pelos Descontos que penalizam de forma violenta os desligamentos, especialmente os não programados; - Modernizações/Melhorias recomendadas pelo NOS e aprovadas pela ANEEL poderão ser acrescidas à Receita das instalações;

6 6 - Novas instalações são objeto de licitações onde a Parcela Variável é fator decisivo. Este ambiente exige novos critérios de projeto e de manutenção, de forma a tornar os empreendimentos economicamente viáveis, o que justifica a sua implantação Novas idéias para a redução dos custos de instalação e diminuição de riscos de falha nos equipamentos são, portanto, fatores primordiais neste modelo adotado para o setor elétrico. 7.0 DEFINIÇÕES - Procedimentos de Rede: Documentos elaborados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) que estabelece procedimentos e requisitos técnicos para o planejamento, a implantação, o uso e a operação do Sistema de Transmissão, bem como as penalidades dos compromissos assumidos pelos diversos usuários. - Rede Básica: Instalações de transmissão pertencentes ao Sistema Interligado identificadas segundo regras e condições estabelecidas pela ANEEL. - Parcela Variável (PV): Parcela a ser descontada mensalmente da Receita Autorizada, refletindo a disponibilidade mensal da instalação, considerando desligamentos programados e não programados. Segundo o sub-módulo 15.6 dos Procedimentos de Rede, serão apuradas indisponibilidades decorrentes de desligamentos, restrições operativas e atrasos na entrada em operação das seguintes funções, cujos componentes façam parte de instalações da Rede Básica: Linha de Transmissão; Transformadores; Banco de Capacitores; Compensadores Estáticos; Compensadores Síncronos; Reatores; Compensadores Série. É responsabilidade da Transmissora a Prestação de Serviços para a Distribuidora, sob a supervisão do ONS. - Contrato de Conexão a Rede Básica (CCT): Efetuado entre a Transmissora e a Usuária, tendo o ONS como interveniente, regulamentando as condições e responsabilidades na conexão da Usuária à Rede Básica. É responsabilidade da Transmissora as adequações dos Pontos de Conexão de sua propriedade, sendo posteriormente ressarcido pela Usuária. - Contrato de Compartilhamento das Instalações (CCI): Efetuado entre a Transmissora Proprietária (A) e a Transmissora Interessada (B), tendo o ONS como interveniente. 8.0 BIBLIOGRAFIA JOÃO BATISTA SANTOS SILVA Análise sobre o Cálculo da Parcela Variável, Perda por Indisponibilidade de equipamentos e a efetivação de resoluções. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA - ONS Procedimentos de Rede Sub-módulos 2.5, 10.19, 15.6 e Desligamentos Programados: Indisponibilidade de uma instalação, programada antecipadamente de acordo com os Procedimentos de Rede. - Desligamentos Não Programados: São todos os outros tipos de desligamentos. - Principais Tipos de Contratos: Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST) Efetuado entre o ONS e a Transmissora, regulamentando as condições de prestação de Serviços de Transmissão pela Transmissora aos Usuários sob a administração e coordenação do ONS. - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST): Efetuado entre o ONS, a Transmissora e a Distribuidora, regulamentando as condições para o uso da Rede Básica pela Distribuidora.