GPC/018 21 a 26 de Outubro de 2001 Campinas - São Paulo - Brasil GRUPO V GRUPO DE ESTUDO DE PROTEÇÃO, MEDIÇÃO E CONTROLE EM SISTEMAS DE POTÊNCIA RETROFIT DAS PROTEÇÕES EM USINAS ANTIGAS Jorge Mitsuhiro Oura CESP RESUMO O objetivo deste trabalho é apresentar a experiência da CESP no retrofit das proteções, informar os problemas encontrados e mostrar a estratégia que está sendo adotada pela empresa. PALAVRAS-CHAVE: Retrofit, Proteções digitais numéricas, Modernização, Digitais microprocessadas 1.0 INTRODUÇÃO A CESP Companhia Energética de São Paulo, hoje, é uma empresa totalmente voltada para a geração de energia. Ela surgiu da cisão da antiga CESP em empresas de geração, transmissão e distribuição, e posteriormente da nova cisão da empresa de geração em outras três. Sua potência instalada é de 6.721,7 MW sendo responsável pela geração de 50 % da energia do estado de São Paulo. Atualmente, a empresa opera seis usinas: Ilha Solteira inaugurada em 1973, Eng. Souza Dias (Jupiá) inaugurada em 1969, Três Irmãos inaugurada em 1993, Paraibuna inaugurada em 1978, Jaguari inaugurada em 1972 e Eng. Sérgio Motta (Porto Primavera), ainda em construção. A partir de 1995 a CESP iniciou um plano de modernização dos sistemas de proteção de seu parque gerador, devido à inexistência no mercado, de componentes de reposição das antigas proteções eletromecânicas e em vista da crescente taxa de falhas, notadamente nas usinas de Ilha Solteira e Souza Dias. 2.0 PROBLEMAS ADVINDOS DA MODERNI- ZAÇÃO 2.1 Dificuldades advindas da mudança de tecnologia Inicialmente foram adquiridas duas proteções para a Usina de Ilha Solteira e uma unidade para a UHE Eng. Souza Dias (UHE Jupiá). As proteções adquiridas para a Usina de Ilha Solteira ainda eram de tecnologia estática convencional, enquanto que a proteção para a UHE Eng. Souza Dias (UHE Jupiá) foi fornecida com a tecnologia digital numérica. Observou-se que a mudança na tecnologia de eletromecânica para a estática não ocasionou grandes dificuldades para a equipe de manutenção, enquanto que a mudança direta da tecnologia eletromecânica para a digital numérica ocasionou dificuldades para a equipe de manutenção. Efetuando-se um diagnóstico desta dificuldade, concluiu-se que o problema consistia na falta da habitualidade de lidar com a nova proteção, isto é, a existência de uma única proteção com características totalmente diferentes das demais causara grandes transtornos à equipe de manutenção, necessitando de reciclagem constante como forma de evitar o esquecimento da forma de manuseio do equipamento. 2.2 Problemas da diversificação de fabricantes Sendo a CESP uma empresa estatal, os processos de aquisições ocorrem dentro da lei 8666, que não permite a livre escolha do fornecedor, portanto a cada nova aquisição, a probabilidade de adquirirmos proteções de diferentes fornecedores é muito grande. Considerandose que na usina de Ilha Solteira são 20 unidades geradoras e Usina Eng. Souza Dias (Jupiá) 14 unidades geradoras, e que a quantidade de proteções a adquirir está em função do orçamento anual, neste processo de aquisição em pequenos lotes, o risco de criarmos uma miscelânea de proteções de diversos fabricantes de CESP Companhia Energética de São Paulo End: Rua da Consolação 1875, 9 andar - São Paulo SP, CEP: 01301-100 TEL: (0xx11)234-6594, FAX: (0XX11)234-6924, E-MAIL: jorge.oura@cec.cesp.com.br:
3.0 ESTRATÉGIA DA CESP NA EXECUÇÃO DO RETROFIT 3.1 Serviços de engenharia e instalação por conta da empresa A mudança fundamental na estratégia da empresa foi abandonar a aquisição na modalidade pacote fechado, ficando com o encargo de elaborar o projeto, efetuar estudo de ajustes, instalar no campo, e efetuar o comissionamento. A CESP passou a adquirir apenas relés de proteção e contratação do comissionamento de apenas uma unidade. Desta forma ocorreu uma redução do preço final para menos de 1/3 do valor que estava sendo praticado. Possibilitou-se, assim, aumentar a quantidade de aquisição anual. 3.2 Limitação na diversificação de fabricantes FIGURA 1 PAINEL COM PROTEÇÕES ELETROMECÂNICAS Considerou-se que a quantidade máxima admissível de diversificação de fornecedores seria 3 (três) dentro de uma única usina, portanto no planejamento para as novas aquisições nas usinas de Ilha Solteira e Eng. Sérgio Motta (Jupiá), os lotes de aquisição foram divididos de forma a não termos diversificação maior que este número. diferentes filosofias em uma única usina era iminente. 2.3 Custo da modernização e tempo de implementação As primeiras proteções foram adquiridas na modalidade de pacote fechado, isto é, fornecimento das proteções com painel, serviço de engenharia e comissionamento. Este procedimento tornava o processo muito oneroso, inviabilizando a realização do retrofit em maior quantidade dentro do orçamento anual. No caso da Usina Ilha Solteira com 20 unidades geradoras, caso tivéssemos prosseguido o programa de substituição de duas unidades ao ano, o processo de modernização levaria 10 anos!!! 2.4 Custo da formação de sobressalentes devido à diversificação de fabricantes Outro grande problema na diversificação de fabricantes, além da necessidade de treinamento constante da equipe de manutenção para atender vários tipos de proteção, está na formação de peças sobressalentes. A cada lote de um determinado modelo de proteção, necessita-se ter o correspondente sobressalente numa quantidade suficiente para atender a um período de no mínimo 20 anos, o que eleva ainda mais o custo da modernização. FIGURA: 2 PAINEL COM PROTEÇÕES DIGITAIS 3.3 Aproveitamento máximo das antigas instalações As instalações das proteções estão sendo efetuadas no painel de proteção antigo, removendo-se as proteções eletromecânicas, e todos os acessórios como TC s auxiliares, mantendo-se todo o restante tais como
fiações secundárias dos TP s e TC s, réguas bornes, relés de bloqueio e sinalizadores. Este procedimento, em contrapartida ao da instalação de um painel novo ao lado do painel antigo, reduz bastante o custo de obras civis e proporciona menor agressão visual. 3.4 Desvinculação total das antigas proteções No início do processo, quando ainda não havia a plena confiança nas proteções digitais, cogitou-se colocar algumas proteções eletromecânicas como retaguarda. Porém esta forma foi totalmente abandonada e, todas as proteções estão sendo retiradas e substituídas por proteções digitais, procedimento que hoje, considera-se acertado, dada a alta confiabilidade demonstrada pelas proteções digitais. 3.5 Aproveitamento das paradas das máquinas para o retrofit As implementações estão sendo efetuadas, quando ocorrem as paradas das máquinas para manutenção preventiva. Portanto não está sendo exigido tempo de indisponibilidade adicional para a execução do retrofit. O tempo médio necessário para a execução total da substituição da proteção incluindo a reforma do painel e execução de toda a fiação tem sido de 20 dias. 3.6 Desmistificação da nova tecnologia Outra estratégia da empresa foi desmistificar a nova tecnologia. A equipe de campo que está implementando, comissionando e se encarregando da manutenção é a mesma equipe de comando e controle que lida com as proteções eletromecânicas. Procurouse democratizar ao máximo a absorção da nova tecnologia, dando treinamento a todos, não se criando nenhum grupo de elite. Esta forma de condução teve um retorno excelente, como a motivação da equipe para o aprendizado da nova tecnologia. 4.0 VANTAGENS OBTIDAS COM O RETROFIT 4.1 Redução no tempo de indisponibilidade dos geradores Inegavelmente, a grande vantagem da substituição das proteções por digitais numéricas, além do óbvio aumento na confiabilidade da proteção por substituição de equipamentos antigos por novos, é a redução no tempo de indisponibilidade do gerador para a execução da manutenção preventiva da proteção, e na redução do tempo para o diagnóstico de uma ocorrência. 4.2 Dados do sistema em tempo real A proteção digital fornece as grandezas de tensão, corrente, defasagens, componentes de sequência zero, positivo e negativo, potência ativa, reativa, fator de potência etc. em tempo real. Com estes dados é possível diagnosticar se os TP s e TC s e a proteção estão ligados corretamente. Estes dados são fundamentais no comissionamento da proteção. 4.3 Automonitoramento A proteção verifica permanentemente a sua integridade e avisa quando qualquer uma das suas funções deixar de funcionar. Com isto eliminou-se a necessidade de ensaios periódicos na proteção para verificar o seu funcionamento. 4.4 Exatidão dos ajustes Observa-se que os valores ajustados na proteção são extremamente exatos, não se requerendo qualquer tipo de calibração, e estes valores não sofrem degradação com o tempo, o que torna a aferição deste tipo de proteção desnecessário para realização do reajuste. Graças a estas características, os reajustes das proteções atualmente estão sendo efetuados com a unidade geradora em operação. 4.5 Oscilografia e sequenciamento de eventos A incorporação da oscilografia e sequenciamento de eventos na proteção possibilita o rápido diagnóstico da perturbação no sistema, eliminando-se a necessidade de efetuar ensaios no gerador e transformador quando ocorre uma atuação indevida da proteção. Cita-se o exemplo da atuação indevida da proteção terra estator 100%, que exigia ensaios de isolação do gerador e transformador quando ocorria a sua atuação. Com as proteções digitais é facilmente diagnosticado se a atuação ocorreu devido a um curto circuito monofásico ou devido a queda na tensão de 3 a harmônica devido ao excesso de reativo na máquina. 5.0 CONSTANTE EVOLUÇÃO DAS PROTE- ÇÕES E SUAS CONSEQUÊNCIAS 5.1 Tempo de obsolescência das proteções digitais Até hoje o tempo de vida útil das proteções foram medidas pelo MTBF (Mean Time Between Failure) que no caso das proteções eletromecânicas eram elevadíssimas. Não é incomum encontrar proteções eletromecânicas com mais de 40 anos funcionando perfeitamente. O mesmo não se pode dizer das proteções estáticas que sucederam as eletromecânicas que tem o MTBF de no máximo 15 anos. O que se observa hoje é que as proteções estáticas que foram
, instaladas posteriormente às proteções eletromecânicas já estão com a vida útil esgotada, enquanto outras proteções eletromecânicas ainda estão funcionando a contento. No caso das proteções digitais microprocessadas o problema não se constitui na durabilidade dos componentes, e sim na obsolescência dos processadores e dos softwares, que tem-se observado de curtíssima duração. A evolução neste campo está tão veloz que o tempo de obsoletismo está na mesma velocidade dos micros PCs. 5.2 Debug de produtos recém lançados Embora a tecnologia digital microprocessada seja largamente aplicada nas proteções dos sistemas de distribuição e de transmissão, a utilização desta tecnologia para a geração ainda é recente, e mesmo os fabricantes tradicionais de sistemas de proteção, estão com produtos recém lançados os quais carecem de várias melhorias principalmente no que se referem aos softwares de aplicação, e algumas vezes com erro de concepção. A CESP apontou deficiências no firmware da proteção do gerador, os quais foram objeto de estudo no centro de desenvolvimento do fabricante e resultou na edição de um novo firmware com as revisões solicitadas. 5.3 Necessidade de efetuar manutenção em equipamentos obsoletos Estima-se que no decorrer do tempo, a substituição de uma grande parte das antigas proteções eletromecânicas com as de tecnologia digital, provocará um efeito inverso ao do início do processo, isto é, haverá poucos profissionais habilitados a efetuar manutenção nas proteções eletromecânicas. Enquanto estas proteções não tiverem sido substituídas e ainda estiverem cumprindo a sua função, será necessário manter a equipe de comando e controle apto a executar a manutenção nestas proteções. 6.0 PROJEÇÕES PARA O FUTURO NA CESP 6.1 Prazo para a conclusão da modernização Se o programa de substituições das proteções for cumprido conforme o planejado, a completa substituição das proteções ocorrerá entre 2004 e 2005. 6.2 Implementação de rede de comunicação das proteções A CESP está se preparando para implementar uma rede para interligar todas as proteções. Neste momento depara-se com a questão de como integrar proteções com protocolos, sistemas operacionais, e softwares de gerenciamento diferentes. Após consultas a diversos fornecedores, concluiu-se que integrações de proteções de fabricantes diferentes mesmo adotando-se um protocolo padronizado como MODBUS ou IEC 60870-5-103, ainda é um problema. Somente alguns dados serão passíveis de trafegar por esta rede de protocolo padrão. A transferência de dados extensos, como o registro de oscilografia, tornaria o processo extremamente lento e impraticável. Alguns processos que são formas exclusivas de cada fabricante, como a mudança de ajuste de um local remoto, seriam impossíveis de serem efetuados nesta rede. A forma viável de integração de proteções diferentes recomendada pelo fabricante, é a indicada na Figura 3. MODEM UNIDADE DE PROCESSAMENTO LOCAL RELÉ O1 FABRICANTE X CHAVEADOR RELÉ 02 FABRICANTE X UNIDADE DE PROCESSAMENTO CENTRAL MODEM USINA ILHA SOLTEIRA SISTEMA SCADA LOCAL RELÉ N+1 FABRICANTE Y FIGURA 3 RS 485 PROTOCOLO X RS 485 PROTOCOLO Y RS 485 PROTOCOLO IEC RELÉ N+2 FABRICANTE Y OUTRAS USINAS Nela seria implementada uma rede comum em RS 485 ou fibra óptica e protocolo padrão para tráfego de dados em tempo real (tensão, corrente, potência, etc) para sistema SCADA e outras redes exclusivas para grupos de proteções semelhantes com protocolo do fabricante para tráfegos de oscilografia e realização de mudança de ajustes. 6.3 Gerenciamento remoto das proteções ANTENA GPS O sistema de gerenciamento local que será implementado com um micro PC, terá uma interface de saída com modem para conexão a um micro PC que ficará no escritório de engenharia de manutenção na cidade de São Paulo, onde através da linha discada, será possível ter acesso aos relés de proteção de todas as usinas. IRIG B
6.4 Sincronização de horário das proteções Será implementada também um sistema de sincronização de horário de todas as proteções através do sinal de GPS, a fim de podermos ter a mesma referência de tempo para os sequenciamentos de eventos e oscilografia. 7.0 CONCLUSÕES 7.1 Mudança conceitual no gerenciamento da manutenção Diferentemente da mudança de tecnologia de eletromecânica para a estática, a mudança para a tecnologia digital microprocessada está obrigando a empresa a mudar o seu conceito gerencial de manutenção das proteções. A periodicidade da manutenção preventiva, a aferição dos ajustes, a questão da segurança de reajustes com o gerador em operação, a análise das perturbações, os ensaios dos geradores e transformadores quando ocorrem alguma atuação da proteção, etc., estão sendo reavaliados com a utilização da nova tecnologia. 7.2 Amortização do investimento pela redução no tempo de indisponibilidade dos geradores As vantagens da substituições das proteções antigas por digitais numéricas são inegáveis. Os custos do investimento são rapidamente absorvidos pela redução no tempo de indisponibilidade dos geradores. 7.3 Estratégia que deu certo A estratégia da CESP em não adquirir soluções prontas dos fabricantes e assumir a implantação foi preponderante para a redução no custo do processo de implantação propiciando aos especialistas da empresa o domínio da tecnologia, e até apontar erros na concepção e também sugerir melhorias ao fabricante. 7.4 Necessidade de parceria com o fabricante A parceria com os fabricantes é fundamental. Já que inúmeros problemas são detectados somente com a instalação dos relés de proteção no sistema e com o manuseio do dia a dia. Os relatos de problemas aos fabricantes com sugestões de melhoria, propiciam constantes evoluções no produto que revertem em benefício do usuário. 7.5 Integração de equipamentos de diversos fabricantes ainda é problema A integração de diversos equipamentos de fabricantes diferentes ainda é um problema que não se soluciona apenas com a padronização de protocolos, e há ainda um longo caminho a ser percorrido para se encontrar uma solução mais adequada. 8.0 BIBLIOGRAFIA (1) ZIEGLER, GERHARD, Numerical Distance Protection Principle and Application; Siemens AG; Berlin and Munich. Germany (2) PHADKE, ARUN G., THORP, JAMES S., Computer Relaying for Power Systems; Taunton. England (3) ABB POWER T & D COMPANY INC. Instruction Booklet 1MRA589765-MIB; Allentown, PA. USA (4) ABB POWER T & D COMPANY INC. Instruction Booklet 1MRA588372-MIB; Allentown, PA. USA (5) ABB AUTOMATION INC. DPU2000R remote access using telephone modem; Allentown, PA. USA (6) ABB AUTOMATION INC. IRIG-B implementation in the DPU/GPU/TPU 2000/R relays; Allentown, PA. USA (7) ABB AUTOMATION INC. MSOC communication commonality with DPU/GPU/TPU 2000R Protective relays; Allentown, PA.USA