DESCRIÇÃO DA REDE ELÉTRICA DO CT-UFC
E METODOLOGIA DE CONSTRUÇÃO DO DIAGNÓSTICO DE QEE
4.1 – Introdução
O Campus do Pici da UFC ocupa uma área de aproximadamente 212 ha (UFC, 2012) em Fortaleza, capital do Estado do Ceará, onde estão instalados diversos cursos e serviços oferecidos pela Universidade, nas áreas das Ciências Naturais e Exatas, Engenharias, Instituto de Cultura e Arte e Instituto de Educação Física e Esportes, além de laboratórios, unidades administrativas, bibliotecas, pró-reitorias, restaurante universitário, residência universitária e bancos.
É o maior campus da UFC, tanto em área geográfica quanto em quantidade de cursos ofertados. A Figura 4.1 apresenta a vista aérea do campus com suas delimitações aproximadas, indicadas pelas linhas brancas.
Figura 4.1 – Vista superior do Campus do Pici.
Fonte: GOOGLE MAPS(2012).
Atualmente, a rede elétrica de distribuição que supre o campus tem aproximadamente 6 km de extensão (MOURA, 2010) em topologia radial e opera com tensão nominal de 13,8 kV, com carga instalada de aproximadamente 10.312,5 kVA, demanda contratada de 3.700 kW e demanda atual de 3.500 kW.
O alimentador em média tensão que supre o campus universitário é oriundo de uma subestação 69 kV – 13,8 kV da concessionária local, dotada de oito saídas de alimentadores, dos quais um é dedicado ao suprimento de energia elétrica do Campus do Pici, que inclui um prédio da Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária (Embrapa), localizado no campus.
A localização geográfica do ponto de conexão do alimentador que supre o campus é denotada pelo círculo vermelho da Figura 4.1. Nesta figura, também são apresentados os principais ramos da rede, identificados pelas linhas amarelas.
A Figura 4.2 apresenta o diagrama unifilar atual da rede, em que constam o ramal de entrada da concessionária, com disjuntor geral eletromecânico e relé digital de proteção e barramento principal em 13,8 kV, além de oito chaves seccionadoras manuais que atuam na proteção da rede. Além das chaves seccionadoras, chaves fusíveis atuam ao longo da rede na proteção do tronco principal, dos ramais de derivação e dos transformadores. A rede possui recursos de manobra manual através das chaves seccionadoras normalmente abertas (NA) (BARROS, 2010).
Figura 4.2 – Diagrama unifilar atual da rede elétrica do Campus do Pici.
Fonte: LOPES (2011).
Da Figura 4.2, observa-se que a rede é suscetível a baixos níveis de disponibilidade e confiabilidade, uma vez que faltas temporárias e permanentes no alimentador principal podem interromper o suprimento de todo o sistema, visto que o relé associado ao disjuntor geral não tem função religadora, sendo a rede desprovida de recursos de automação.
Por estas razões, além da recente expansão patrimonial, com a construção de novos prédios de salas de aulas e laboratórios, bem como a aquisição de novos equipamentos, os problemas de fornecimento de energia elétrica no campus têm provocado a busca de soluções para elevar o nível de desempenho da rede (UFC, 2011).
Neste sentido, diversos trabalhos acadêmicos produzidos no Departamento de Engenharia Elétrica da UFC têm proposto a modernização da rede elétrica do campus. As proposições se concentram principalmente em três temas básicos:
a) Instalação de uma subestação 69 kV–13,8 kV: a subestação tem previsão de ser construída próxima onde atualmente se localiza o ponto de conexão da rede da concessionária com a rede do campus (VALE, 2011). Destacam-se pelo menos duas vantagens na implantação da subestação:
o Atender a regulamentação definida pela ANEEL, estabelecida no Módulo 3 do PRODIST (ANEEL, 2012c), em que se estipula que consumidores com MUSD superior a 2.500 kW devem ser atendidos em alta tensão, isto é, maior ou igual a 69 kV. Como referido acima, o MUSD atual do campus é de 3.500 kW;
o O campus passará a ser atendido pela concessionária em tensão de 69 kV e, portanto, será enquadrado na modalidade de tarifa horo-sazonal azul, reduzindo os custos comparativamente ao enquadramento atual (tarifa horo-sazonal verde). O comparativo apresentado em BARROS (2010) demonstrou que a mudança tarifária pode gerar economia mensal da ordem de 5,7%;
b) Suprimento da rede através de três alimentadores de saída da subestação, considerando que:
o A confiabilidade do ponto de conexão da rede do campus com a rede da concessionária será consideravelmente aumentada;
o O estudo de fluxo de carga da rede realizado no software EasyPower®, em que
foi comparado o nível de carregamento dos condutores para a demanda máxima da subestação, demonstrou que a instalação de somente dois alimentadores provocaria a necessidade de recondutoramento em trechos da rede, o que não ocorreu nas simulações com três alimentadores (LOPES, 2011);
c) Avaliação da disposição ideal de religadores e chaves seccionalizadoras e proposição da topologia ótima da rede com um sistema de reposição automático com o objetivo de aumentar a confiabilidade, disponibilidade, continuidade e qualidade do fornecimento de energia elétrica através da:
o Instalação de relés de proteção microprocessados integrados ao SCADA da subestação;
o Supervisão e controle em tempo real do sistema;
o Desenvolvimento de um Sistema de Reposição Automático (SRA).
A subestação proposta apresenta:
o Um vão de entrada de linha 72,5 kV com um disjuntor 72,5 kV com recursos operacionais para by-pass (chaves secionadoras), três transformadores de corrente, um relé de sobrecorrente multifunção composto das funções de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase (50/51) e de neutro (50N/51N) integrado ao sistema de automação da subestação;
o Um barramento simples na alta tensão 72,5 kV;
o Um vão de transformação com transformador 5/6,25 MVA com transformadores de corrente em cada bucha, funções de proteção intrínsecas (medidor de temperatura do óleo (26), do enrolamento (49) e nível do óleo) e um relé diferencial (87), numérico, multifunção para proteção externa com as funções de proteção 87, 51G, 50/51, 50N/51N;
o Barramento média tensão em 15 kV, conectado a três vãos de saída de alimentadores de média tensão 15 kV para alimentação da rede de distribuição do Campus do Pici, cada vão com um religador de 15 kV e relé de sobrecorrente com funções 50/51, 50N/51N, 51NS e 79 e um transformador de serviços auxiliares.
A topologia da rede após a implantação das proposições deverá apresentar a configuração como ilustrado no diagrama unifilar da Figura 4.3.
No presente capítulo, serão apresentadas as propostas de modernização da rede elétrica do Pici e o diagnóstico da rede, quanto à qualidade de energia, a partir do plano de medição realizado descrito nos capítulos anteriores.
Figura 4.3 – Diagrama unifilar da rede elétrica do Campus
do Pici após implantação das proposições de modernização da rede.
Fonte: LOPES (2011).
4.2 – Propostas de modernização da rede elétrica do Campus do Pici
O estudo apresentado em VALE (2011) propõe a implantação de uma subestação aérea abaixadora 69 kV /13,8 kV, 5/6,25 MVA no Campus do Pici com uma entrada de linha em alta tensão e previsão de instalação de três alimentadores.
No trabalho são apresentadas a avaliação econômica da implantação do projeto, especificações técnicas de equipamentos, além de considerações sobre o projeto eletromecânico.
O trabalho desenvolvido em OLIVEIRA (2011) apresenta o projeto eletromecânico de uma subestação semi-abrigada 69 kV – 13,8 kV para suprir a rede elétrica do Campus do Pici. É também avaliada a implantação da subestação nos aspectos técnico e econômico, comparativamente à proposta de instalação de uma subestação aérea apresentada em VALE (2011), com a implantação de um barramento em cubículos de manobra blindados, tipo
switchgear, ao invés de um barramento aéreo de 13,8 kV.
O trabalho apresenta como vantagens técnicas da abordagem utilizada: i) o aumento da confiabilidade e disponibilidade do barramento; ii) a elevação do nível de segurança do pessoal encarregado pela manutenção da subestação; iii) o aumento da vida útil dos equipamentos abrigados; e iv) menores custos de manutenção e operação.
No que se refere à análise econômica, a avaliação apresentada estimou aumento de 12% no valor do projeto da subestação com a inclusão do switchgear. Foram também
analisados os índices econômicos Valor Presente Líquido (VLP), Taxa Interna de Retorno (TIR) e Taxa Mínima de Atratividade (TMA).
Da análise, concluiu-se que, a despeito do aumento orçamentário em 12% se comparado à instalação de um barramento aéreo, a implantação do switchgear é economicamente justificada.
Em BARROS (2010), o estudo apresentado descreve o projeto do esquema de proteção para a subestação do campus, ajustes de funções de proteção, resultados de
simulações da rede elétrica no software EasyPower® e a proposição da instalação de um grupo
de geradores de 3 MW, distribuídos em seis geradores de 500 kVA para suprimento de cargas em horário de ponta, que podem gerar economia mensal da ordem de 28,8%.
Conforme previsão apresentada no estudo, o tempo de retorno do investimento da subestação, ainda que com a mudança da modalidade tarifária, é bastante considerável e totaliza aproximadamente 332 meses. Entretanto, a atuação do grupo de geradores em horário de ponta associada à redução tarifária resultaria em tempo de retorno do investimento de aproximadamente 36 meses.
Em LOPES (2011) o autor apresenta estudos de fluxo de carga, esquemas de proteções e uma nova topologia para a rede elétrica do campus para implementação de um sistema de reposição automática.
São apresentadas especificações de equipamentos, ajustes de proteções, comparativos de topologias por meio de fluxos de carga e resultados de simulações realizadas no
EasyPower®. O remodelamento da rede inclui: inclusão da subestação 69 kV – 13,8 kV,
conexão da subestação à rede através de três alimentadores e instalação de religadores ao invés de chaves seccionadoras ao longo da rede.
O estudo apresenta inicialmente a avaliação do fluxo de carga da rede com sua configuração atual para três níveis de demanda: atual (3,7 MW), e futuros (6,0 MW e 7,1 MW), em que o último cenário simula a subestação a ser construída injetando na rede sua máxima potência. Neste caso, a avaliação do carregamento dos condutores indicou necessidade de recondutoramento do tronco principal da rede.
São apresentados ainda os fluxos de carga para a rede após a implantação da subestação. Nesta abordagem, dois cenários foram analisados. No primeiro, a rede sendo alimentada a partir de duas saídas de alimentadores; no segundo, a partir de três saídas de alimentadores.
Em ambos os cenários, os fluxos de carga foram repetidos para faltas em cada um dos trechos da rede para, após a reconfiguração da rede, ser feita a avaliação do nível de carregamento dos demais trechos sem defeito.
Para o cenário com duas saídas de alimentadores, a rede foi dividida em sete trechos a partir do posicionamento ideal dos religadores. Neste caso, se a falta ocorrer em dois dos trechos, haverá sobrecarga de condutores. Para três saídas de alimentadores, a rede também foi dividida em sete trechos. Neste cenário, não houve necessidade de recondutoramento qualquer que seja a localização da falta.
Considerando o aumento da confiabilidade da rede pela instalação de um alimentador a mais, bem como a não necessidade de recondutoramento, o trabalho conclui que a topologia com três saídas de alimentadores é técnica e economicamente mais viável.
4.3 – Coleta, Análise e Interpretação de Dados
Conforme descrito nos Capítulos 1 e 2, um dos objetivos principais deste trabalho é apresentar um diagnóstico da rede elétrica do Centro de Tecnologia da Universidade Federal do Ceará, no que diz respeito à qualidade de energia elétrica, através do monitoramento dos transformadores de distribuição que a compõem. Este diagnóstico deve apresentar:
· A descrição de cada unidade monitorada, informando sua denominação, localização, unidades supridas, potência e tensão nominais, entre outras informações;
· Os perfis das grandezas elétricas medidas, em forma de gráficos, que possam oferecer uma análise visual do comportamento das grandezas;
· O cálculo de indicadores de QEE, observadas as normas vigentes sobre o assunto; · Uma visão geral do desempenho de cada ponto avaliado e a proposição de ações para
a elevação dos níveis de QEE do CT.
Para a construção deste diagnóstico, foi necessário definir um plano de medição na rede elétrica do CT a partir dos conceitos descritos no Capítulo 1. Resumidamente, o plano foi estabelecido a partir das seguintes considerações:
· Área a ser monitorada: rede elétrica de baixa tensão do CT-UFC suprida por dezesseis transformadores;
· Equipamento utilizado: analisador de energia MARH 21®, modelo 993, nº de série
99300193, do fabricante RMS®;
· Forma de coleta de dados: instalação e retirada do analisador no secundário dos transformadores com participação do pessoal do setor de manutenção do CT-UFC; · Forma de análise de dados: descarga dos dados coletados em um computador através
de comunicação serial, construção dos gráficos das grandezas medidas e cálculo dos
indicadores de QEE utilizando o Excel®;
· Forma de interpretação de dados: análise visual dos perfis das grandezas elétricas para uma avaliação geral de seus comportamentos ao longo do tempo de medição e comparação dos indicadores calculados com os valores de referência da ANEEL e IEEE para a quantificação dos níveis de QEE e eficiência energética.
Para o acompanhamento do plano, foi criado um arquivo de texto em que são descritas todas as atividades realizadas pela equipe responsável. Para cada evento relacionado à execução do plano, foi estipulada uma atividade numerada sequencialmente, em que consta a descrição da atividade a ser realizada, o período previsto para a execução, os integrantes da equipe participantes daquela atividade, os objetivos definidos e os que foram alcançados.
Este cronograma de execução pode ser aplicado ao acompanhamento preciso das atividades e para consultas futuras, a fim de se conhecer quando e quais trabalhos foram realizados, os integrantes envolvidos e os resultados obtidos. A Figura 4.4 apresenta um trecho do cronograma, cujas informações estão resumidas na Tabela 4.1.
Figura 4.4 – Trecho do cronograma de execução das medições.
Identificador ATV16 Descrição
Instalação do analisador no 8° ponto de medição (transformador próximo ao bloco 725 – Depto. Eng. Teleinformática)
Período 17/05/2011 -17/05/2011 (01 dia)
Estado Realizada em 17/05/2011
Equipe Tiago/Everaldo (eletricista)
Objetivos Instalar a caixa metálica com o analisador no oitavo
ponto de medição
Observações Realizada Fonte: autor.
A Tabela 4.16 apresenta as informações gerais sobre os pontos de medição abrangidos pelo plano realizado. Na tabela, são informados:
· A denominação do transformador e sua potência nominal;
· As unidades supridas pelos respectivos pontos, identificadas pelo nº do(s) bloco(s) alimentado(s);
· O período de medição realizado, que engloba todo o tempo de conexão do analisador ao ponto, inclusive as medições que foram expurgadas;
· O período de medição utilizado, que representa o intervalo que compreende as 1.008 primeiras amostras válidas utilizadas para a elaboração do diagnóstico.
O CT está inserido no Campus do Pici e reúne cursos de Engenharia oferecidos pela UFC, cujos limites geográficos estão delimitados pelo retângulo sobreposto à fotografia de satélite apresentada na Figura 4.5. Na figura, é apresentada ainda a disposição dos dezesseis transformadores que compõem a rede elétrica do CT-UFC. Através da ferramenta “régua” do
software Google Earth®, foi possível estimar área geográfica do CT em aproximadamente
72.000 m², ou 7,2 ha.
Figura 4.5 – Localização dos transformadores de distribuição do CT.
Fonte: GOOGLE MAPS(2012).
Registre-se que durante o levantamento realizado na presente pesquisa foram identificados dois transformadores inativos, os quais suprirão prédios do CT ainda em fase de
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Dos dezesseis transformadores ativos da rede do CT, somente o terceiro, de 112,5 kVA e próximo ao bloco 705, não foi monitorado, visto que funciona esporadicamente a partir de demandas em horários específicos do bloco alimentado por este transformador. Por esta razão, ao longo deste trabalho o Transformador 3 será omitido.
acabamento e/ou construção. Embora não tenham sido monitorados, os dois pontos foram incluídos no levantamento e estão identificados na Figura 4.5 como Trafo_17 e Trafo_18, uma vez que em breve comporão a rede elétrica ativa do CT.
Para a realização das medições, foi utilizado um analisador de energia que tem como principais funções o registro de tensões, correntes, potências, energia, harmônicas e oscilografia de perturbações em sistemas elétricos de geração, consumo e distribuição, assim como circuitos de alimentação de máquinas elétricas em geral (RMS, 2005a).
O MARH-21® 993 possui teclado integrado para a programação de modos de
operação, configuração de data e hora e outras funções. Possui conversores analógico-digitais de 12 bits e memória de massa de 1 MB. A Figura 4.6 apresenta o modelo utilizado.
Figura 4.6 – MARH-21® 993.
Fonte: RMS (2005b).
Para o presente trabalho, o modo 0 de operação foi selecionado no analisador, em que ocorre a medição e o registro de grandezas integralizadas. Segundo o manual do fabricante, as tensões e correntes são medidas continuamente, e seus valores médios são calculados e registrados na memória apenas nos intervalos de integração, o qual, para o plano de medição realizado, foi definido em dez minutos.
A programação do equipamento pode ser feita diretamente no teclado integrado. Nesta etapa, são definidos:
· O método de preenchimento da memória: foi escolhido o modo “fim tecla”, em que o operador, após a instalação do equipamento no poste, pressiona a tecla P, dando início ao registro, o qual é encerrado quando o analisador é desenergizado ou caso a memória seja preenchida;
· O modo de operação: conforme dito anteriormente, foi selecionado o modo 0;
· As grandezas a serem registradas: foi selecionado o modo 32, em que são registradas tensões de fase e linha, correntes, potências ativa, reativa e aparente, fator de potência, distorção harmônica de tensão e corrente, e frequência;
· Definição de data, hora e intervalo de integralização de 10 minutos.
Após a configuração do equipamento, é feita sua instalação no ponto de interesse. As tensões são medidas por meio de ponteiras de garras (comumente conhecidas como “jacaré”), as quais são fixadas no ponto de conexão do secundário do transformador com o cabeamento que conduz a corrente para o quadro geral de distribuição. As correntes, por sua vez, são medias através de ponteiras que envolvem o condutor.
Todo o equipamento, composto por analisador e ponteiras, fica acondicionado em uma caixa metálica de 35 cm x 35 cm x 40 cm, com um orifício de seis centímetros de diâmetro na base, por onde passam os condutores das ponteiras. A Figura 4.7 apresenta o processo de instalação do analisador em um ponto de medição.
Figura 4.7 – Instalação da caixa metálica com o analisador em um ponto de medição.
Fonte: autor.
Conforme descrito no Capítulo 3, para a construção do diagnóstico da rede são necessárias 1.008 amostras válidas das grandezas monitoradas, com intervalo de
integralização 10 minutos, totalizando na permanência mínima do analisador conectado ao transformador por sete dias consecutivos.
Entretanto, no plano de medição realizado neste trabalho, este prazo foi superior a sete dias pelas seguintes razões principais:
· Interrupções: em todos os casos o período de medição foi de pelo menos oito dias consecutivos a fim de evitar que, caso houvesse interrupção no sistema, a medição realizada fosse descartada por insuficiência de amostras válidas;
· Condições climáticas: durante alguns meses, a época chuvosa atrasou o cronograma, visto que o ar úmido era um fator de risco para o manuseio da caixa metálica nas proximidades do transformador energizado;
· Calendário letivo: nos períodos não letivos, como férias e períodos de greve de servidores da Universidade, as medições foram suspensas, uma vez que o comportamento das cargas é diferenciado, o que não permitiria um diagnóstico preciso da rede.
Após a retirada do analisador do ponto monitorado, os dados são transferidos para um
computador através da porta serial, no formato de planilha do Excel®. A quantidade total de
amostras coletadas em cada ponto foi variável, dependendo do período total de medição e da duração de interrupções, caso tenham ocorrido.
Para padronizar a planilha de amostras para todos os pontos, foram preservadas apenas as primeiras 1.008 amostras utilizáveis para cada grandeza elétrica, sendo expurgadas as subsequentes, ainda que fossem válidas.
Para fins de consulta posterior, todas as medições coletadas foram preservadas em um arquivo à parte. Desta forma, por exemplo, o arquivo com todas as medições do Transformador 01 estão armazenadas no arquivo Transformador1_180311_280311.xls (o que indica que a medição ocorreu entre os dias 18/03/2011 a 28/03/2011), enquanto que as 1.008 amostras de interesse, alocadas entre 18/03/2011 e 25/03/2011 e utilizadas para a construção
do diagnóstico, estão no arquivo Transformador1_180311_280311_FP.xls7
.
A planilha em sua forma padrão possui 34 colunas e 1.008 linhas, totalizando 34.272 dados válidos. As três primeiras colunas contêm informações de hora, data e dia da semana,
7 Na denominação do arquivo, “FP” significa “forma padrão”, e denota o arquivo ajustado, após o expurgo das amostras inválidas e/ou não utilizadas.
respectivamente. A partir da quarta coluna, cada uma representa uma grandeza elétrica e em cada linha está registrado o valor medido desta grandeza em determinado dia e hora.
As grandezas medidas são, para as três fases A, B e C: tensões de fase e de linha,