Evolução das subestações

maio, 2009

Edição 39, Abril de 2009

Por Hans-Erik Olovs Eson e Sven-Anders Lejdeby

O caminho percorrido pelas subestações de energia elétrica até alcançar as modernas instalações de hoje.

Cem anos não são nada se comparados com o tempo em que o homem vem vagando pela Terra. Em termos de tecnologia, entretanto, é uma eternidade. Quando a ABB fabricou sua primeira subestação, há aproximadamente 100 anos, quem teria pensado que uma subestação típica seria como é hoje. Até então, os disjuntores utilizados eram volumosos e complicados, exigindo uma supervisão constante e manutenção frequente.

Grande parte do século XX foi focada no desenvolvimento de novas tecnologias que ampliariam a capacidade, a disponibilidade e limitariam a manutenção. Da mesma maneira, foram sanados problemas de tamanho, velocidade e automação. Alguns desses desenvolvimentos e inovações levaram ao lançamento, nos anos 1960, do painel de manobra isolado a gás (GIS). Esses painéis, menores e mais compactos, reduziram as dimensões de uma subestação convencional com isolamento a ar em quase 90%. Nos anos 1970, a proteção eletromecânica convencional foi substituída pela proteção estática (amplificadores operacionais) e inovações adicionais resultaram nos sistemas atuais de proteção e controle numérico, incorporando múltiplas funções e tarefas, que se comunicam com outros sistemas por meio da tecnologia digital.

As concessionárias de energia podem operar e controlar remotamente as subestações sem a necessidade de uma pessoa no local. Subestações pré-projetadas, pré-fabricadas e modulares estão disponíveis em diversas configurações AIS e GIS, permitindo prazos de entrega curtos e uma alta qualidade de instalação.

Quando a construção dos sistemas elétricos iniciou, de fato, aproximadamente há cem anos, as redes não eram particularmente confiáveis. Os disjuntores eram mecânica e eletricamente muito complicados e necessitavam de manutenção frequente. As interrupções devidas à manutenção eram normais ao invés de serem uma exceção. A invenção das chaves seccionadoras certamente ajudou a aumentar a disponibilidade dessas redes elétricas. As configurações unifilares eram de tal forma que cercavam os disjuntores com diversas chaves seccionadoras de modo que as partes adjacentes à instalação de manobra eram mantidas em serviço enquanto a manutenção era executada nos disjuntores. Essas ideias levaram aos esquemas 1a e 1b de barramento duplo e de barramento duplo mais transferência.

Além das questões de manutenção, os unifilares eram escolhidos para limitar as consequências de falhas primárias no sistema de energia (por exemplo, se o disjuntor comum falhou ao abrir em uma falha primária em um dispositivo de saída ou se ocorreu uma falha no barramento). Para as configurações mostradas em 1a e 1b, esses tipos de falhas levarão à perda de todos os dispositivos conectados ao barramento. Para limitar essas consequências, enquanto ainda mantém os aspectos de manutenção, foram introduzidas as configurações unifilares 1c e 1d, com 1½ e 2 disjuntores.

Os disjuntores de hoje requerem menos manutenção que seus predecessores. De fato, os disjuntores SF6 têm, geralmente, um intervalo de manutenção (no qual os componentes primários precisam ser tirados de serviço) de 15 anos. As seccionadoras instaladas ao ar livre, no entanto, ainda conservam um intervalo de manutenção de cerca de quatro a cinco anos em áreas em que há pouca ou nenhuma poluição. É necessária uma manutenção substancialmente mais frequente se a chave estiver localizada em áreas com poluição natural (isto é, areia ou sal) ou industrial.

Embora as chaves seccionadoras, ou uma função de desconexão, sejam necessárias, suas necessidades de manutenção simplesmente não são práticas nem econômicas. Diversos conceitos inovadores em equipamentos de manobra para subestações isoladas a ar (Air Insulated Substations – AIS) tornaram redundante a tradicional chave seccionadora ao ar livre. Essa função de desconexão foi agregada ao próprio disjuntor ou a ele integrada. Isso não apenas amplia a disponibilidade da subestação como também ajuda a reduzir a área ocupada em aproximadamente 50%. O impacto de passar de uma solução tradicional, por exemplo, de 1½ disjuntor para uma AIS de 400 kV com disjuntores e chaves seccionadoras para uma solução combinada (disjuntor seccionador) está mostrado na Figura 3. As vantagens de uma área ocupada reduzida incluem a redução de custos para a aquisição e preparação do terreno, a facilidade de reforma das subestações existentes e a considerável redução do impacto ambiental, devido à redução de materiais e, portanto, menos poluição.

 

Os transformadores de medição atuais

Os transformadores de medição transmitem as informações sobre as correntes e tensões primárias para o equipamento secundário (proteção, controle e medição). Historicamente, esses transformadores eram grandes aparatos compostos de materiais isolantes, como cobre e ferro. Eles também eram utilizados para alimentar o equipamento eletromecânico secundário. Atualmente, o equipamento secundário obtém sua energia operacional a partir de uma fonte de alimentação separada (ou seja, bateria).

Além disso, graças ao aparecimento da tecnologia de fibra ótica, os grandes e velhos transformadores de medição podem ser substituídos por sensores de fibra ótica que fornecem informações sobre as correntes e as tensões primárias. Esses valores são transformados em sinais digitais de fibra ótica que alimentam os equipamentos secundários. A substituição dos transformadores de medição tradicionais por sensores óticos reduz ainda mais a área ocupada pela instalação de manobra e os seus custos, ao mesmo tempo em que provê equipamentos secundários mais flexíveis e seguros.

Figura 1 – Diferentes tipos de configurações unifilares: barramento duplo A, barramento duplo mas de transferência B, 1½ disjuntor C e 2 disjuntores D a E B focam a manutenção, ao passo que C e D cobrem tanto os aspectos de manutenção quanto de falhas.

 

Figura 2 – Módulos de manobra inovadores com a função de desconexão montada no disjuntor ou a ele integrada

Subestações invisíveis

Não apenas a tecnologia por detrás das subestações mudou drasticamente nos últimos cem anos como também sua aparência. Muitas subestações eram, originalmente, construídas nos subúrbios de pequenas ou grandes cidades, portanto, a aparência não era tão importante. Entretanto, muitas dessas subestações têm sido, desde então, absorvidas pela expansão urbana das últimas décadas. Muitos daqueles que vivem próximo a elas começaram a achar desagradável sua aparência, assim como a poluição sonora causada pelo zumbido dos transformadores de potência. Para resolver este problema, as subestações foram colocadas em prédios que estão em harmonia com aqueles ao seu redor e, portanto, elas ficaram “invisíveis.”

Uma área ocupada reduzida, de 40% a 50% para soluções AIS em recinto fechado, e de 70% a 80% para soluções GIS em recinto fechado, simplificou muito este processo. Localizar o equipamento em um recinto fechado aumenta a disponibilidade e a confiabilidade da subestação, visto que o risco de falhas primárias, devidas a animais e à poluição atmosférica ou industrial, é significativamente diminuído para AIS e totalmente eliminado para GIS.

Além disso, torna-se possível a supervisão remota do prédio. As subestações também ficam protegidas contra roubos e o ruído do zumbido é bastante reduzido. Subestações GIS subterrâneas, que tornam a subestação realmente invisível, foram implementadas na parte central de cidades do mundo todo, regiões que não permitem a implantação de subestações no nível do solo (Figura 4).

Uma redução da área ocupada pela subestação significa custos menores para a aquisição e preparação do terreno. A reforma das subestações existentes é mais fácil e o impacto ambiental é consideravelmente reduzido.

Os engenheiros devem levar em conta duas considerações importantes quando estiverem construindo novas subestações em áreas urbanas: o tamanho e a segurança. Preços de bens imóveis significam que o espaço necessário para essas subestações devem ser mantidos em um mínimo, e que se aplicam padrões mais altos para a segurança pessoal em subestações em áreas habitadas.

Figura 3 – Impacto da mudança de disjuntores tradicionais de 400 kV e chaves seccionadoras (esquerda) para uma solução combinada (disjuntor seccionador). Observe a redução no tamanho da área ocupada.

Figura 4 – Subestação subterrânea “invisível”. A cascata refrigera e abafa o zumbido do transformador de potência a, os moradores locais são convidados a dar suas opiniões em um projeto proposto b e uma instalação de manobra GIS subterrânea c.

 

Figura 5 – Subestação pré-fabricada: subestação antiga a, subestação nova b e o interior da nova subestação com um transformador de potência no meio, a alta tensão à direita e a média tensão e equipamento secundário à esquerda c.

 

Subestações pré-fabricadas para locais fechados

Uma subestação pré-fabricada permite uma instalação rápida e fácil no local, diminuindo o tempo total do projeto e minimizando o incômodo para os vizinhos. Ao mesmo tempo, a qualidade do fornecimento é melhor devido ao teste completo na fábrica antes do envio. Um exemplo é a subestação de distribuição com um transformador de até 16 MVA, modelo Malte, que consiste de módulos pré-fabricados testados na fábrica antes do envio. O cabeamento primário e o secundário entre os módulos é preparado de modo a permitir uma conexão rápida. Essa subestação, especificamente, é constituída por três módulos principais:

– módulo transformador de potência que consiste no transformador de potência principal, em uma fundação pré-fabricada que também age como um poço de conteção de óleo, paredes e telhado.

– módulo de alta tensão (HV) equipado com um disjuntor removível de 52 kV. Este módulo não exige nenhuma fundação, visto que é conectado à lateral do transformador de potência.

– módulo de média tensão (MV) cujos equipamentos de manobra são montados em cubículos. Neste módulo, estão incluídos: relé, equipamento auxiliar AC/DC e de controle para toda a subestação. Assim como o módulo HV, este também é conectado ao módulo do transformador.

Sistema secundário da subestação

Como sua contraparte primária, os sistemas secundários das subestações também mudaram muito ao longo dos anos. Os dias de operação manual, por exemplo, foram substituídos por uma forma mais sofisticada de gerenciamento de informações. O sistema secundário em uma subestação moderna é utilizado para:

• Proteção e supervisão de sistemas primários;

• Acesso local e remoto aos dispositivos do sistema de potência;

• Funções locais manuais e automáticas;

• Links e interfaces de comunicação dentro do sistema secundário;

• Links e interface de comunicação para os sistemas de gerenciamento de rede.

Todas essas funções são executadas por um Sistema de Automação de Subestações (Substation Automation System – SAS) que contém dispositivos secundários programáveis, conhecidos como Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (Intelligent Electronic Devices – IEDs) para o controle, monitoramento, proteção e automação. As características típicas de um IED incluem:

• Pode ser utilizado por uma ou mais baias da instalação de manobra;

• Possui uma funcionalidade de proteção independente para cada alimentador;

• Executa cálculos em alta velocidade e em tempo real, o que irá disparar um sinal de trip, se necessário;

• É planejado como um dispositivo combinado de proteção e controle, mas pode também funcionar como um dispositivo separado de controle ou de proteção;

• Poder se comunicar com todos os outros IEDs.

Para aumentar a confiabilidade e a disponibilidade do SAS, a parte de proteção pode ser duplicada para prover uma redundância do sistema. Para a redundância completa, todos os IEDs e o sistema de suporte (como a fonte de alimentação) devem ser duplicados, a fim de assegurar que os dois sistemas possam trabalhar independentemente um do outro.

Figura 6 – Estrutura de um sistema moderno de controle e proteção

 

Figura 7 – Pré-fabricação de um sistema de relé e controle: teste em fábrica do equipamento completo da subestação a, transporte dos módulos inteiros para o local b e equipamento em serviço no local c

 

Pré-fabricação

A pré-fabricação e o pré-teste do equipamento de automação da subestação estão se tornando rapidamente uma regra para uma subestação moderna. O sistema é entregue em seções que contêm todas as funções necessárias para uma parte do sistema primário e essas seções são então conectadas por meio de fibra ótica (Figura 7). Entre as vantagens da pré-fabricação, estão:

• Os custos totais podem ser reduzidos devido à otimização da fabricação e do teste;

• A qualidade é superior porque o módulo foi completamente testado na fábrica e é transportado com a instalação elétrica totalmente intacta;

• Devido à maior parte da montagem e do teste serem terminados antes do envio, o tempo gasto no local é consideravelmente reduzido;

• A pré-fabricação é apropriada tanto para projetos novos como para projetos de modernização;

• As melhorias futuras são simplificadas e podem ser feitas com um menor tempo de interrupção, substituindo a estrutura pré-fabricada completa.

 

Comunicação

A comunicação efetiva e rápida entre IEDs é essencial em um SAS. A comunicação numérica foi utilizada por muitos anos nas subestações entregues pela ABB, mas a falta de protocolos padronizados limitou a eficiência do SAS e restringiu a combinação de IEDs. A fim de superar este problema, foi desenvolvido um padrão para a comunicação de subestações, conhecido como o padrão de comunicação IEC 61850.

As subestações modernas são, geralmente, operadas remotamente e a comunicação entre a subestação e o centro de controle remoto é feita por uma ampla rede de área (WAN). Hoje em dia, novas conexões de linhas aéreas ou cabos de

alimentação são equipados com fibra ótica a fim de habilitar o sistema de comunicação de proteção para a WAN.

Olhando para o futuro

Os últimos cem anos viram a economia mover-se da era industrial para a era da informação. Um grande número de ideias fascinantes, em particular a World Wide Web, alterou o modo como muitas pessoas e empresas vivem e trabalham. A disponibilidade da internet para grandes empresas agilizou e facilitou o contato com o cliente. Os projetos podem ser executados utilizando um banco de dados comum avaliado por ambas as partes.

Os equipamentos de potência utilizados nas subestações do futuro serão ainda mais integrados e compactos, enquanto as funções de medição e todas as funções secundárias serão feitas utilizando fibras óticas.

No futuro, os equipamentos de potência das subestações serão ainda mais integrados e compactos, enquanto as funções de medição e todas as funções secundárias serão feitas utilizando conexões de fibras óticas. Em outras palavras, toneladas de porcelana, cobre e ferro serão substituídas por apenas algumas conexões de fibras óticas. Isto acelerará ainda mais o processo de entrega, reduzirá a área ocupada pela subestação e a tornará mais ecológica.

 

 


 

Hans Erik Olovsson e Sven-Anders Lejdeby são engenheiros da área de Sistemas de Potência/Subestações da ABB.

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