Uso de Recursos da Automação de Subestações na Manutenção de Disjuntores e Religadores

Uso de Recursos da Automação de Subestações na Manutenção de Disjuntores e Religadores Sérgio Eduardo Lessa e Silva Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia slessa@coelba.com.br RESUMO A manutenção moderna tem buscado continuamente recursos que permitam a otimização das intervenções nos equipamentos, de forma a reduzir falhas, indisponibilidades, custo de manutenção, etc. Uma das formas de se efetivar isto é através da manutenção preditiva, com monitoração de equipamentos que possa indicar o melhor momento para intervir nos mesmos. Distribuidoras de energia como a Coelba, por outro lado, têm procurado modernizar suas subestações, dentre outras formas, através da automação. Tem-se com a automação: controle remoto da subestação, registro de eventos e medições, redução de custo com operação, dentre outros benefícios. No presente trabalho é relatada a experiência da Coelba com a utilização de recursos intrínsecos da automação de subestações que permitem melhor monitoração de disjuntores e religadores, evitando desligamentos de subestações e otimizando a manutenção dos mesmos. Esta monitoração detecta prematuramente disjuntores e religadores com tempo de abertura elevado, o que geralmente provoca atuação da proteção de retaguarda, e efetua um controle inteligente do número de operações destes equipamentos ao considerar o valor das correntes de interrupção. É esperado através destes recursos diminuição de custos de manutenção pela redução no número de intervenções e menor freqüência de falhas em subestações. PALAVRAS-CHAVE Automação, disjuntor, manutenção, monitoração, religador. 1. INTRODUÇÃO A partir do diagnóstico que falha em disjuntor e em religador estão entre as principais causas de desligamento de subestação, a Coelba vem procurando definir ações que possam reverter este quadro. O principal motivo destas falhas está no mecanismo, com estes equipamentos não abrindo ou demorando de abrir. Uma das primeiras ações implementadas foi a medição do tempo de abertura em toda preventiva realizada. Com a implementação da automação em subestações veio a possibilidade de monitorar o tempo de abertura online, a cada abertura que ocorrer no equipamento por atuação de proteção. Esta monitoração é feita de duas formas distintas e já tem permitido detectar prematuramente problemas em diversos equipamentos. O desgaste dos contatos de disjuntores e religadores, por outro lado, é outro importante item acompanhado para manutenção. Tradicionalmente, através de contadores mecânicos, é realizada leitura mensal do número de operações destes equipamentos, intervindo nos mesmos ao chegar num número limite obtido a partir de informação dos fabricantes. Uma grande desvantagem deste acompanhamento é 1/11

que considera toda abertura verificada interrompendo uma corrente de curto-circuito máxima para aquele ponto do sistema. Isto provoca maior número de intervenções, implicando maiores custos de manutenção. Através de recurso existente em alguns relés digitais, tem-se a alternativa de uma monitoração inteligente de contatos. O relé que realiza esta monitoração possui a informação do valor da corrente de curto-circuito e se houve abertura do disjuntor ou religador. Com a acumulação destes valores e sempre comparando com os valores limites graduados no relé, tem-se um controle mais adequado, com a necessidade de manutenção para substituição de contatos sendo adiada por um tempo considerável. Com a instalação intensiva deste tipo de relé, a Coelba vem realizando acompanhamento desta monitoração em diversos equipamentos, buscando comprovar sua validade para este controle e otimizar a manutenção. Através de outros recursos existentes em relés digitais, a Coelba tem buscado também melhorar o desempenho do sistema. Funções como localização de falta, bloqueio automático de religamento por alta corrente, atraso para atuação por sobrecorrente instantânea tem sido utilizado pela Coelba buscando menores DEC e FEC, trazendo também como vantagem um menor número de operações de disjuntores e religadores. Através deste trabalho demonstra-se que a automação de subestações, sem investimentos extras, permite monitoração mais adequada de disjuntores e religadores, favorecendo a um melhor desempenho do sistema elétrico, com uma manutenção de equipamentos menos onerosa. 2. DESCRIÇÃO No sistema elétrico em questão, responsável pela distribuição de energia elétrica do estado da Bahia, existem 254 subestações. Nestas subestações, existem 88 disjuntores e 843 religadores em operação, sendo a manutenção preventiva destes equipamentos de duas formas: por tempo de acordo com o meio de extinção e com o mecanismo, podendo ser a cada 2, 3 ou 4 anos; por estado de acordo com necessidades levantadas em inspeções e com o número de operações em curto-circuito. A automação existente nas subestações da Coelba pode ser de três tipos: adaptada correspondeu ao primeiro ciclo de automação, entre 1998 e 2. Manteve-se a mesma proteção, instalaram-se relés auxiliares multiplicadores de contatos para permitir a indicação remota dos eventos ocorridos na subestação. Não agregou novas informações, apenas repassou o que já existia aos centros de operações. Executado em 27 subestações; digitalizada, arquitetura fechada automação realizada com substituição de toda proteção por relés digitais de um único fabricante, integrados num sistema de proteção e controle deste fabricante. Efetuado em 8 subestações, entre 2 e 22; digitalizada, arquitetura aberta - automação realizada com substituição de toda proteção por relés digitais de vários fabricantes, com integração de proteção e controle realizada pela Coelba. É o modelo vigente, já realizado em 1 subestações. Interligado a todas subestações digitalizadas existe o Centro Gestor da Proteção (CGP) 1. Através do mesmo, instalado no Ed. Sede da Coelba, realiza-se: implantação de ordens de graduação nos relés; coleta automática de oscilografias geradas nos relés de proteção, disponibilizando-as na rede corporativa; coleta manual de oscilografias; coleta de eventos referentes à operação de equipamentos (disjuntor, religador, chave de bancos de capacitores) associados a relés digitais; 2/11

implantação de ajustes referentes à monitoração de equipamentos. 3. MONITORAÇÃO DE DISJUNTORES E RELIGADORES Através do histórico de disjuntores e religadores tem-se observado um elevado número de ocorrências em que os mesmos não abrem ou demoram de abrir. O tempo de abertura torna-se uma variável de controle fundamental para saber se o disjuntor ou religador está apto a desenvolver adequadamente suas funções. A manutenção por estado através do controle manual do número de operações considera que todo o curto-circuito interrompido pelo disjuntor ou religador foi o máximo daquela subestação, o que não corresponde à realidade. Isto resulta em maior número de intervenções, implicando maiores custos com materiais, pessoal e deslocamentos, além de indisponibilizar por mais tempo estes equipamentos. Recursos existentes nas automações implementadas pela Coelba permitem monitorar o tempo de abertura e o número de operações de forma adequada, trazendo grandes resultados à manutenção. 3.1. Notificador de tempo de abertura Através de rotina no banco de dados do histórico dos últimos três dias do sistema SCADA (Supervisory Control and Data Aquisition) da Coelba, são relacionadas atuações de proteções e aberturas de disjuntores e religadores e calculado o tempo das aberturas destes equipamentos. Este cálculo é a diferença entre o instante em que ocorre o alarme da proteção atuada e o instante em que ocorre o alarme de abertura, indicado através de um contato auxiliar do equipamento. As aberturas que tiverem um tempo de abertura superior a 8 ms são repassadas à Manutenção diariamente via e-mail. Cobre disjuntores e religadores de todas as subestações automatizadas. O tempo calculado neste processo é o de abertura do equipamento que é o tempo entre a energização da bobina e o instante em que os contatos começam sua abertura. Na tabela 1 tem-se alguns exemplos de eventos do histórico do sistema SCADA e de como são obtidos os tempos de abertura pelo notificador. Na ocorrência número 1, a proteção de sobrecorrente instantânea de fase atuou às 5:4:8:71; o religador abriu às 5:4:8:167. Subtraindo-se estes dois horários, tem-se o tempo de abertura igual a 96 ms, indicado na última coluna da tabela 1. Nestes quatro exemplos considerados, os de números 2 e 4 não são notificados por estarem abaixo do limite previamente definido que é 8 ms. Os demais são registrados em e-mail e repassados aos profissionais de manutenção relacionados com cada ocorrência (Engenharia de Manutenção, Coordenador da equipe de manutenção responsável), conforme tabela 2. Tabela 1 Exemplos de ocorrências com aberturas de disjuntores e religadores por proteção Equipamento Nº Data Hora Subestação Evento Descrição Siglas Evento 18/2/6 5:4:8:71 AREMBEPE 13AL V 1 R52 Disparo Inst.Fase Curva Lenta 1V1 : ALARME 1 18/2/6 5:4:8:163 AREMBEPE 13AL V 1 R52 Disparo Inst.Fase Curva Lenta 1V1 : NORMAL 18/2/6 5:4:8:167 AREMBEPE 13AL V 1 RL Religador 21V1 : ABERTO 96 T.A. (ms) 2 3 4 19/2/6 9:5:1:166 FEDERA 11AL J 6 R5N Disparo Instan. Sobrecor. Neutro 11J6 : ALARME 19/2/6 9:5:1:24 FEDERA 11AL J 6 R5N Disparo Instan. Sobrecor. Neutro 11J6 : NORMAL 19/2/6 9:5:1:237 FEDERA 11AL J 6 DJ Disjuntor 11J6 : ABERTO 71 17/2/6 9:27:4:89 P SAUIPE 34AL P 1 R51N Disparo Temporiz.Sobrecor.Neutro 9P1 : ALARME 17/2/6 9:27:4:964 P SAUIPE 34AL P 1 R51N Disparo Temporiz.Sobrecor.Neutro 9P1 : NORMAL 17/2/6 9:27:4:976 P SAUIPE 34AL P 1 DJ Disjuntor 19P1 : ABERTO 86 19/2/6 4:26:5:455 P SAUIPE 34AL P 4 R5 Disparo Instant.Sobrecor. Fase 9P4 : ALARME 19/2/6 4:26:5:455 P SAUIPE 34AL P 4 R5N Disparo Instan. Sobrecor. Neutro 9P4 : ALARME 19/2/6 4:26:5:518 P SAUIPE 34AL P 4 R5 Disparo Instant.Sobrecor. Fase 9P4 : NORMAL 19/2/6 4:26:5:53 P SAUIPE 34AL P 4 DJ Disjuntor 19P4 : ABERTO 75 3/11

O notificador é gerado por Centro de Operação (COD). Os exemplos da tabela 2 referem-se a ocorrências do COD de Salvador (COD-SSA). Nas três linhas seguintes, identificação do equipamento (subestação, elemento, siglas, descrição), dados de quando ocorreram (data, início), o tempo calculado pelo notificador conforme tabela 1 (tempo) e se houve alarme de Tempo Excessivo de Interrupção (TEI), outra monitoração existente conforme item 3.2. Na última linha consta o total de elementos notificados, neste exemplo, dois elementos. Tabela 2 Conteúdo de uma notificação de tempo de abertura Notificacao de Tempo Abertura superior a: 8ms -- COD-SSA Período Analisado: 17/2/26 6:13:56 a 2/2/26 6:13:56 Centro: COD-SSA SUBESTACAO ELEMENTO SIGLAS DESCRICAO DATA INICIO TEMPO TEI AREMBEPE 13AL V1 RL 21V1 Religador 18/2/26 5:4:8 96ms N P SAUIPE 34AL P1 DJ 19P1 Disjuntor 17/2/26 9:27:4 86ms N Total de Elementos: 2 Possui a desvantagem de permitir apenas um tempo de referência (8 ms) para todas as subestações automatizadas, que representa uma gama bastante diversificada de equipamentos, com tempos de abertura variando em função do tipo e do fabricante. Outra limitação é que este cálculo inclui eventuais atrasos que componentes do sistema de comunicação da automação possuem. Contato auxiliar do e- quipamento desregulado também implicará um tempo calculado acima do real. Ainda assim, já trouxe grandes benefícios, ao detectar prematuramente disjuntores que estavam com tempo de abertura elevado e sem o notificador, certamente iriam provocar desligamento de subestação. 3.2. Alarme de tempo excessivo de interrupção (TEI) Nas subestações automatizadas com determinados tipos de relés digitais, através de equação lógica, foi configurado o alarme TEI. Criado pela Engenharia de Proteção que buscava com isto uma indicação imediata, nas ocorrências de desligamento de subestação, de falha de disjuntor ou religador 2. Para que o mesmo atue é necessário que ele não esteja atuado de uma ocorrência anterior, que tenha ocorrido um trip, que as funções sobrecorrente temporizada de fase (51P) ou de neutro (51G) estejam ativadas e que o tempo decorrido a partir do instante do trip supere o valor previamente ajustado. A expressão do relé digital utilizado que resume estas condições é: SV11 = TRIP * (51G + 51P) *!LT15 (1) SV11 = t (2) onde SV11 é a função no relé que ativa o alarme TEI,!LT15 é uma informação quanto ao estado do alarme TEI (se está ativado de uma ocorrência anterior ou não) e t é o tempo ajustado para este alarme. Se a expressão 1 for verdadeira por um tempo superior a t, indicado na expressão 2, o alarme TEI é ativado. Através do alarme TEI avalia-se o mecanismo do equipamento e o meio de extinção do arco elétrico. Ele monitora o tempo de interrupção do disjuntor ou religador que é o tempo de abertura (tempo que o equipamento leva para iniciar a abertura dos contatos, contado a partir do instante em que a bobina de abertura é energizada) somado com o tempo de extinção (tempo necessário para a extinção do arco elétrico). Na figura 1 tem-se um exemplo de oscilografia em que há atuação da proteção, função sobrecorrente de neutro (51G), com a medição do tempo de interrupção. Esta medição se inicia no instante que a saída digital que desliga o disjuntor é ativada (OUT12), quando ocorreu a atuação do 51G, e termina no instante em que esta função 51G é normalizada (deixa de circular corrente). Neste exemplo, não 4/11

houve o alarme TEI, pois o tempo medido (4 ciclos ou 66,7 ms) foi inferior ao valor ajustado (5,25 ciclos ou 87,5 ms). Figura 1 - Oscilografia com atuação de proteção e medição do tempo de interrupção O tempo definido para este alarme (variável t da expressão 2) inicialmente foi estabelecido em 6 ciclos (1 ms) para todos os equipamentos. Buscando otimizá-lo, tem sido alterado por tipo de equipamento, utilizando o tempo de interrupção informado pelo fabricante do disjuntor ou religador e medições efetuadas através de diversas oscilografias. Desta forma, o valor ajustado permitirá melhor monitoração do equipamento, pois será um valor próximo de suas condições reais de operação, valor este que pode variar entre 3 e 8 ciclos. Estabelecer um valor único implicará uma monitoração inadequada devido à grande variedade de equipamentos existentes, com tempos de interrupções bastante variáveis. Nestas medições utilizaram-se 1.4 oscilografias, onde foi identificado o tempo máximo de interrupção por tipo de equipamento, utilizado como um referencial para definição do novo valor do tempo. O alarme TEI atuado significa tempo de interrupção elevado, o que indica problema no mecanismo do equipamento (na figura 2 um exemplo de oscilografia indicando tempo de abertura elevado devido a problema em mecanismo), ou tempo de extinção de arco elevado. Durante as medições foi observado que a grande maioria dos disjuntores e religadores a Grande Volume de Óleo (GVO) possui um tempo de extinção elevado devido à defasagem entre fases na interrupção de corrente, conforme figura 3. Entre as duas linhas pontilhadas, observa-se corrente apenas da fase defeituosa; as outras duas fases já foram interrompidas. O tempo total de interrupção foi 6,25 ciclos ou 14,2 ms; esta defasagem durou 2 ciclos ou 33,3 ms, correspondente a 32% do tempo de interrupção. O processo de interrupção de correntes alternadas confunde-se com o estudo e modelagem do arco voltaico 3. Este assunto tem concentrado as atenções de centenas de pesquisadores isolados e em instituições de pesquisa públicas e de empresa privada nas últimas 5 décadas, tal é a sua importância no projeto e concepção dos disjuntores de potência. Na figura 4, tem-se uma representação esquemática de interrupção de corrente. Dentre outros estudos, as equações de Cassie e Mayr forneceram um novo entendimento do processo de interrupção, o qual está diretamente relacionado com a constante de tempo térmica do arco (Θ). Para que um meio extintor seja eficiente, é necessário que Θ seja bem pequena no instante da passagem da corrente pelo zero. Isto significa que, para a mesma quantidade de energia armazenada por 5/11

unidade de volume, as taxas de perda de energia devem ser muito grandes. A interrupção neste período de tempo (alguns µs) é um processo térmico que envolve um balanço de energia. Quanto menor for Θ, mais rapidamente irá se restabelecer dieletricamente a distância entre os contatos. 25 IA IB IC VA(kV) VB(kV) VC(kV),142241 sec IC IB IA -25 (kv) 5 VA(kV) VB(kV) VC -5 Digitals 52A TRIP 51GT 51G 67G1T 67G1 36,25 36,3 36,35 36,4 36,45 36,5 Event Time (Sec) 7:21:36,57655 Figura 2 - Oscilografia com tempo de abertura elevado 5 IA IB IC VA VB VC,33333 sec IA IB IC -5 1 VA VB VC 5-5 -1 Digitals 51G p T 1 51P p r IN 12 1 OUT 12 1 48, 48,25 48,5 48,75 48,1 48,125 48,15 48,175 Event Time (Sec) 8:36:48,18333 Figura 3 - Oscilografia de disjuntor GVO com defasagem na interrupção 6/11

Circuito fechado. Pontos de mínima pressão de contato (A, B) têm maior concentração de corrente. Pressão de contato se reduz. Estágio de pré-separação. Toda corrente no ponto A. Os contatos estão separados. Forma-se o arco entre os pontos a serem separados. A separação entre os contatos aumenta e o arco se alonga. O meio de extinção do arco e convecção térmica aumentam o comprimento do arco. Um aumento adicional da distância entre contatos torna o meio ambiente não condutor. A corrente é interrompida numa próxima passagem pelo zero. Figura 4 Representação esquemática da interrupção de corrente A recuperação da rigidez entre os contatos irá se sobrepor à tensão transitória de restabelecimento (TRT), estabelecendo uma disputa. Se a taxa de crescimento desta tensão for maior do que a taxa de crescimento da rigidez dielétrica (da qual Θ é um dos fatores), então haverá uma reignição com o restabelecimento da corrente. O trabalho destes estudiosos ressalta este aspecto do fenômeno na passagem do zero da corrente, mostrando a importância da constante de tempo térmica do meio extintor. Acreditava-se, até então, que a rigidez dielétrica entre os contatos do disjuntor era dada simplesmente pelo nível de tensão disruptiva, do afastamento ( gap ) entre os mesmos, sem qualquer consideração relativa a balanço energético. A TRT referida acima provoca solicitações dielétricas no disjuntor a partir do último zero da corrente. A TRT apresenta quase sempre altas taxas de crescimento, da ordem de alguns kv/ µs, o que irá solicitar dieletricamente a zona ainda quente do gap entre contatos do disjuntor, o qual apresenta ainda uma condutividade residual pós-arco por alguns microssegundos. Esta solicitação tende a provocar uma reignição tipo térmica entre os contatos do disjuntor, o que, no caso de um curto-circuito na rede, significa a circulação da corrente total de curto-circuito por mais meio ciclo, o que não deveria ocorrer e que eqüivaleria a uma falha do disjuntor. Como o problema indicado na figura 3 foi verificado apenas naqueles equipamentos com meio de extinção de arco a óleo, a teoria relatada acima reforça uma suspeita sobre este componente. Nas manutenções realizadas nestes equipamentos de subestações da Região Metropolitana de Salvador, do tipo GVO, por número de operação (tipo C), o óleo só é substituído se a medição da rigidez dielétrica estiver abaixo de 25 kv, após filtragem do óleo. Desta forma, tem-se equipamentos GVO que estão com o mesmo óleo, há vários anos. Este procedimento está sendo reavaliado. Nas recentes manutenções destes equipamentos tem-se, preventivamente, substituído o óleo isolante e avaliado a câmara de extinção, com a substituição da mesma se necessário, estando estes equipamentos sob acompanhamento para avaliação. 3.3. Alarme de Número de Operações Excedido Nas mesmas subestações onde foi configurado o alarme TEI, existe o alarme de número de operações excedido. A partir de parâmetros do disjuntor ou religador inseridos nos relés de proteção, dados estes 7/11

fornecidos pelos respectivos fabricantes, tem-se um acompanhamento do desgaste dos contatos destes equipamentos. O relé informa além do percentual de desgaste, o número de aberturas ocorridas pela atuação da proteção e o somatório das correntes interrompidas. Ao chegar em 1%, é gerado um alarme. São definidos no relé três pares de pontos 4. As abscissas correspondem às correntes interrompidas mínima, intermediária e máxima; as ordenadas correspondem ao número de operação para cada uma destas correntes. Na figura 5 tem-se um gráfico Número de Operações (NUOP) x Corrente de Interrupção de um disjuntor em que a corrente mínima é 1,2 ka; a intermediária é 8 ka e a máxima é 2 ka; o número de operações definido pelo fabricante deste equipamento para cada uma destas correntes é respectivamente 1., 15 e 12 operações. Uma forma aproximada de verificar como é processada esta função é indicada na figura 6 e na tabela 3. No gráfico da figura 6, onde é considerado o mesmo disjuntor da figura 5, através de ferramenta do software Excel, é indicada a função que melhor define a curva que passa pelos três pares de pontos configurados no relé. A função obtida foi: NUOP = 1653.I -2,3639 (3), onde I é a corrente de interrupção. Para este exemplo, é considerado que o disjuntor operou 2 vezes com 7 ka, 29 vezes com 2,5 ka, 11 vezes com 12 ka e 3 vezes com 1,5 ka (nesta ordem). Na tabela 3, tem-se NUOP indicando o número de operações do exemplo, NUOP 1% é o número de operações máximo permitido à respectiva corrente, obtido pela expressão (3), NUOP (n-1) é o número de operações considerando o percentual de desgaste anterior, NUOP n é o número de operações para o desgaste de contatos atual e desgaste é o percentual de desgaste de contatos acumulado, a ser indicado pelo relé. Indo pela seqüência da tabela 3, tem-se primeiramente 2 operações com 7 ka. Calculando NUOP 1% para esta corrente, obtém-se 165,9. O desgaste igual a 12,6% é o percentual de 2 em relação a 165,9. Continuando, tem-se 29 operações com 2,5 ka. Esta corrente resulta num NUOP 1% = 1891,79; aplicando-se o desgaste anterior (12,6%) neste valor, obtém-se 228,7 que corresponde ao número de operações admissível, para uma corrente de 2,5 ka, considerando o percentual de desgaste de contatos igual a 12,6%. Somando-se 228,7 com o NUOP dado como exemplo (29), tem-se o número de operações acumulado para esta corrente de 2,5 ka após a segunda seqüência de operações (518,7). O desgaste acumulado de 27,39% é obtido dividindo-se 518,7 por 1891,79. Repetindo-se este procedimento até o final, obtém o desgaste acumulado igual a 98,5%. NUOP x I NUOP x I NUOP 1 1 1 1 1 5 1 15 2 ka NUOP 1 1 y = 1653x -2,3639 1 R 2 =,9969 1 1 5 1 15 2 25 ka Figura 5 Curva limite do disjuntor Figura 6 Definição função curva limite do disjuntor 8/11

Corrente (ka) Tabela 3 - Exemplo aproximado de verificação da função NUOP NUOP NUOP 1% NUOP(n-1) NUOPn Desgaste Erro em relação ao manual 7 2 165,9 12,6% 2,56% 2,5 29 1.891,79 228,7 518,7 27,39% 9,54% 12 11 46,4 12,71 23,71 51,9% 2,19% 1,5 3 6.328,5 3.233,47 6.233,47 98,5% -1,5% Os dados deste exemplo foram obtidos do manual do relé 4. Os resultados do desgaste obtidos neste exemplo acima divergem dos indicados neste manual, conforme última coluna da tabela 3, devido à função indicada na expressão (3) ser uma aproximação da função NUOP x I do disjuntor deste exemplo. Conforme o manual, os percentuais de desgastes são respectivamente 1, 25, 5 e 1%. Através do acompanhamento desta função que vem sendo realizado periodicamente, constata-se que o desgaste de contatos para definir uma intervenção demanda muito mais tempo que o anteriormente utilizado. Na tabela 4 tem-se alguns dos religadores e disjuntores que mais operam na Região Metropolitana de Salvador, onde observa-se que, apesar do número de operações elevado, o percentual de desgaste de contatos em todos estes equipamentos está abaixo de 1%. Observa-se pela tabela 4 a relação com os parâmetros do equipamento (correntes de interrupção máxima e mínima na coluna Icc max/min EQUIP e número de operações para corrente máxima e mínima na coluna NUOP Icc max/min), utilizados na configuração desta função no relé, e com a corrente de curto-circuito interrompida pelo equipamento, cujo limite máximo está indicado na coluna Icc max SE. Comparando-se com os demais, o disjuntor CPC19Z2, por exemplo, tem três fatores favoráveis para estar com um baixo percentual de desgaste, apesar de ser o que possui maiores valores de corrente acumulada nas fases A e B (colunas Ia e Ib): as correntes de interrupção são elevadas (25 e 2 ka), permite elevado número de operações para estas correntes (1 e 1. respectivamente) e a corrente de curto-circuito máxima, na barra da subestação onde fica o disjuntor (5,35 ka), é muito inferior à máxima corrente de interrupção. Tabela 4 Medições de desgaste de contatos EQUIP DATA ATI- VAÇÃO DATA ME- DIÇÃO Ia (ka) Ib (ka) Ic (ka) % FASE A % FASE B % FASE C NUOP Icc max/min EQUIP (ka) NUOP Icc max/min Icc max SE (ka) CIU21W4 28/3/23 6/2/26 81,7 128 11 1 2 3 131 16 /,56 15 / 2 7,48 TQP21W5 9/2/24 17/2/26 26,3 29,1 23 7 7 7 149 8 /,56 15 / 2 4,84 DJO21V2 1/3/24 8/2/26 79,5 96,1 28,5 4 4 2 111 12 /,56 1 / 25 2,59 CID11V3 29/4/24 8/2/26 17,2 4,1 35,3 6 7 7 62 18,6 / 1,2 16 / 1 9,75 CPC19Z2 1/5/24 8/2/26 179,7 213 95,2 3 3 1 19 25 / 2 1 / 1 5,35 O uso sistemático desta função depende da existência dos parâmetros necessários para cada tipo de equipamento, algo não imediato para os mais antigos. Nestes, tem-se optado em definir como correntes dos pontos mínimo e máximo a corrente nominal e a de interrupção do equipamento, respectivamente, e como número de operações o estabelecido pelo fabricante para estas correntes; o ponto intermediário é arbitrado, a partir dos outros dois pontos. Depende também do funcionamento confiável do processamento do percentual de desgaste pelo relé; em alguns relés, sem causa esclarecida até o momento, o percentual de desgaste voltou para zero. O fabricante do relé foi informado desta anormalidade, estando em estudo para buscar os devidos esclarecimentos. 3.4. Outros recursos Recursos existentes nos relés digitais permitem que os equipamentos de disjunção operem um menor número de vezes. Alguns destes recursos: 9/11

impedir religamento quando a corrente ultrapassar determinado limite ocorrência de curtocircuito de alta corrente sugere que trata-se de um problema permanente; detecção desta corrente a partir de um valor previamente definido provoca bloqueio automático de religamento, diminuindo a perturbação no sistema elétrico e o número de operações do disjuntor ou religador associado; retardo na atuação da função instantânea na análise de diversas oscilografias, foi observado que em algumas interrupções através da função de sobrecorrente instantânea o curto-circuito era eliminado antes da conclusão da interrupção pelo equipamento. A solução para isto foi atrasar por alguns ciclos a atuação desta função. Na figura 7 tem-se um exemplo desta situação em que há um desligamento desnecessário de um disjuntor. Observa-se por esta oscilografia que a função instantânea de neutro (indicada como 67G) ficou atuada apenas por meio ciclo e que quando houve a interrupção no circuito, não havia corrente de falta. Em uma das subestações da Região Metropolitana de Salvador, com a implantação deste recurso e associado a outros fatores, reduziu-se a média mensal de desligamentos por atuação da proteção de 19,5 para 2,3; informação da distância de faltas ocorridas em alimentadores de média tensão e linhas de transmissão e subtransmissão, a partir da parametrização da função de localização de falta. Com esta informação, faltas permanentes são localizadas em menor tempo e com menor número de operações do equipamento de disjunção. 25 IA IB IC VA VB VC,5 cycles IA IB IC -25 1 VA VB VC -1 Digitals 67G 1 51G p r 51P p r IN 12 1 OUT 12 1-1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 Cycles 4. CONCLUSÃO Figura 7 Desligamento desnecessário de um disjuntor A monitoração de disjuntores e religadores citada tem contribuído de forma significativa na identificação prematura de problemas nestes equipamentos. Com isto, tem-se evitado desligamentos de subestações e suas conseqüências: interrupção no fornecimento de energia, insatisfação de clientes, aumento nos índices de continuidade operacional (DEC, FEC), etc. 1/11

Outro ganho relevante a ser verificado a médio prazo é no custo de manutenção. Com a efetivação desta monitoração num maior número de equipamentos, a partir do crescimento da automação de subestações, poderá ser alterado a sistemática de preventiva. Com aumento da periodicidade da manutenção por tempo e com a manutenção por estado dependendo do controle de desgaste dos contatos feito pelo relé digital, tem-se redução significativa no número de intervenções, com a conseqüente redução de custos. A automação das subestações com relés digitais permite melhor monitoração dos disjuntores e religadores, através do controle de desgaste dos contatos e do alarme TEI, e possibilita menor número de operações destes equipamentos através da função de localização de falta e de uma otimização dos ajustes, sem, por isso, requerer maior investimento. Onde é automatizado sem relés digitais, o notificador por tempo de abertura permite monitorar o desempenho do mecanismo do equipamento de disjunção, buscando identificar prematuramente defeito no mesmo. Com o perfil de equipamentos de disjunção existente, onde muitos destes possuem mais de 3 anos de operação, explorar devidamente tudo o que já se conhece sobre os recursos dos relés digitais em prol de um melhor desempenho destes equipamentos, ganhando com isso, dentre outras vantagens, menor custo de manutenção e melhor desempenho, deve constituir uma busca constante daqueles que trabalham com manutenção de subestações. 5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1 CUNHA, Jorge Gerson F. S. & SAKAKI, Carlos & AYELLO, Fernando & ALZATE, Julian. Implantação de Centro de Gestão da Proteção da Coelba. IV CIERTEC, São Paulo / SP, setembro/22. 2 ALMEIDA, Clarivaldo Souza. Coordenação da proteção para digitalização da SE Federação critérios e ajustes. Versão nº 3. Coelba, Salvador / BA, junho/22. 3 COLOMBO, Roberto. Disjuntores de Alta Tensão. Editora Nobel, 1ª Edição. Siemens S. A., 1986, p. 1-84. 4 Schweitzer. SEL-351A Instruction Manual, p. 8-1 8-14. 11/11