UNIVERSIDADE DO SUL
ESTUDO E MELHORAMENT ISOLAMENTO DA FONTE
UNIVERSIDADE DO SUL DE SANTA CATARINA CHARLES NEY MARTINS
ESTUDO E MELHORAMENTO DO SISTEMA DE SUPE
ISOLAMENTO DA FONTE DE CORRENTE CONTÍNUA DA SUBESTAÇÃO BIGUAÇU Palhoça 2019 DE SANTA CATARINA RVISÃO DE DA SUBESTAÇÃO
CHARLES NEY MARTINS
ESTUDO E MELHORAMENTO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DE ISOLAMENTO DA FONTE DE CORRENTE CONTÍNUA DA SUBESTAÇÃO
BIGUAÇU
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica da Universidade do Sul de Santa Catarina como requisito parcial à obtenção do título de Engenheiro Eletricista.
Orientador: Prof. Anderson Soares André, Dr. Eng.
Palhoça 2019
ESTUDO E MELHORAMENT ISOLAMENTO DA FONTE ___________________ Professor ______________________________________________________ ______________________________________________________ CHARLES NEY MARTINS
ESTUDO E MELHORAMENTO DO SISTEMA DE SUPE
ISOLAMENTO DA FONTE DE CORRENTE CONTÍNUA DA SUBESTAÇÃO BIGUAÇU
Este Trabalho de Conclusão julgado adequado à obtenção do Engenheiro Eletricista
forma final pelo Curso de
da Universidade do Sul de Santa Catarina.
Palhoça, 14 de junho de 2019
______________________________________________________ Professor e orientador Anderson Soares André, Dr. Eng.
Universidade do Sul de Santa Catarina
______________________________________________________ Fabiano Max da Costa, Esp. Eng.
Universidade do Sul de Santa Catarina
______________________________________________________ Paulo Roberto May, MSc.
Universidade do Sul de Santa Catarina
RVISÃO DE DA SUBESTAÇÃO
Conclusão de Curso foi à obtenção do título de e aprovado em sua forma final pelo Curso de Engenharia Elétrica da Universidade do Sul de Santa Catarina.
___________________________________ Dr. Eng.
______________________________________________________
AGRADECIMENTOS
Agradeço, primeiramente, a Deus por sempre me abençoar, dando-me força e saúde para alcançar este sonho.
Agradeço à minha esposa Maria do Carmo e minhas filhas Allana e Julie por me apoiarem nessa longa empreitada e estarem sempre torcendo por mim.
Gostaria de agradecer aos demais familiares e aos amigos por entenderem as minhas necessidades de ausência em seu convívio para que eu me dedicasse aos estudos.
Gostaria de agradecer aos colegas da ELETROSUL que ajudaram nesta caminhada e à UNISUL e seus professores e orientadores que construíram esta formação conosco.
RESUMO
Em todo o Sistema Elétrico de Potência – SEP – são utilizados sistemas de alimentação em corrente contínua que possuem como característica principal o isolamento da terra. Esses circuitos alimentam equipamentos de controle e proteção e são referenciados à terra através de relés de fuga para a terra, o que não causa o desligamento deles, sendo necessária a intervenção humana para identificar o local da falha e o devido conserto. Em um circuito pouco ramificado, são poucos os disjuntores que deverão ser desligados para executar a investigação, já, em grandes centrais elétricas, a quantidade de circuitos torna essa tarefa trabalhosa e de alto risco para o SEP. O risco se apresenta ao serem desligados circuitos essenciais para o controle e proteção de equipamentos de alta tensão, o que poderá deixar uma parte sem a devida proteção ou causar o acionamento acidental de algum dispositivo de proteção ou controle. O presente trabalho busca desenvolver uma proposta de solução para o sensoriamento da fuga de corrente contínua à terra na subestação de Biguaçu, sendo que essa poderá ser usada como modelo para as demais instalações do SEP. Ao longo desse processo, foram elaborados protótipos que foram testados em sistema computacional, laboratório e em campo, contemplando todo um processo de desenvolvimento necessário para um produto final. Estes testes comprovaram que a proposta de solução foi adequada para o caso precisando somente de algumas melhorias para poder ser usada comercialmente.
ABSTRACT
In all the Electric Power System (EPS), DC power systems are used. These have as main feature the insulation of the land. These circuits are only grounded by land leakage relays, which does not cause them to be switched off, and human intervention is required to identify the location of the fault and the proper repair. In a little branched circuit, there are few circuit breakers that must be turned off to carry out the investigation. Yet, in large power plants, the number of circuits makes this task difficult and an high risk for the EPS. The risk is presented by disconnecting circuits essential for the control and protection of high voltage equipment, which may leave a part without proper protection or cause accidental activation of any protection or control device. The present work seeks to develop a proposed solution for the detection of the leakage of direct current to the ground in the substation of Biguaçu, this work can be used as a model for the other installations of the EPS. Throughout this process, prototypes were elaborated, tested in computational system, laboratory and in the substation, contemplating a whole process of development necessary for an end product. These tests proved that the proposed solution was adequate for the case, needing only some improvements to be used commercially.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 - Circuito isolado com fuga de corrente. ... 19
Figura 2 - Diagrama unifilar de sistema elétrico de potência. ... 23
Figura 3 - Fragmento do unifilar do setor de 525 kV da SEBIG. ... 27
Figura 4 - Linhas de transmissão. ... 27
Figura 5 - Transformadores 7 e 8 da SEBIG. ... 28
Figura 6 - Transformador trifásico. ... 29
Figura 7 - Bancos de reatores da SEBIG ... 30
Figura 8 - Reator monofásico. ... 30
Figura 9 - Banco de capacitores. ... 31
Figura 10 - Banco de capacitores de potência ... 32
Figura 11 – Da esquerda para à direita, TCs e TPs. ... 33
Figura 12 - Painel de proteção. ... 34
Figura 13 - Estação de telecontrole. ... 35
Figura 14 - Disjuntores de alta tensão. ... 36
Figura 15 - Chave seccionadora. ... 37
Figura 16 - Para-raios ABB ... 38
Figura 17 - Diagrama unifilar serviço auxiliar SEBIG... 39
Figura 18 - Setor de 525 kV SEBIG. ... 41
Figura 19 - Setor de 230 kV SEBIG. ... 42
Figura 20 - Setor de 138 kV SEBIG. ... 43
Figura 21 - Fragmento do diagrama unifilar do serviço auxiliar SEBIG. ... 45
Figura 22 - Banco de baterias ... 46
Figura 23 - Retificador RET1 e RET2... 47
Figura 24 - Painel da Barra B fechado e aberto. ... 48
Figura 25 - Painel de distribuição 2PD01 e 2PD02. ... 49
Figura 26 – Proteção em condição normal. ... 50
Figura 27 – Proteção em condição de falha. ... 51
Figura 28 - Relé de fuga à terra. ... 51
Figura 29 - Diagrama típico das Unidades de controle. ... 53
Figura 30 – Fonte com flutuação Alterada. ... 56
Figura 31 – Fonte com flutuação Alterada e fuga à terra. ... 57
Figura 33 - Seleção de fonte através de relé. ... 58
Figura 34 - Relé ARTECHE RF4 ... 59
Figura 35 – Disjuntor SIEMENS e sua curva de atuação ... 60
Figura 36 - Disjuntor SCHNEIDER e sua curva de atuação ... 61
Figura 37 - Modelagem circuito dos MOSFETs ... 62
Figura 38 - Lógica de seleção de fontes ... 64
Figura 39 - Simulação do chaveamento de indutor sem diodo de roda livre ... 65
Figura 40 - Chaveamento de carga indutiva com diodo de roda livre ... 66
Figura 41 - Shield leitor de corrente ... 68
Figura 42 - Efeito hall no integrado ACS712 ... 69
Figura 43 - Amplificador diferencial e de instrumentação ... 72
Figura 44 - Amplificador inversor ... 73
Figura 45 - Amplificador chaveável ... 74
Figura 46 - Medições dos monitores de fuga à terra ... 77
Figura 47- Medições dos monitores de fuga à terra ... 77
Figura 48 - Medições dos monitores de fuga à terra ... 78
Figura 49 - Medições dos monitores de fuga à terra ... 79
Figura 50 - Medições dos monitores de fuga à terra ... 79
Figura 51 - Medições dos monitores de fuga à terra ... 80
Figura 52 - Barras A e B ligadas, prioridade fonte B, sem fuga à terra ... 81
Figura 53 - Barras A e B ligadas, prioridade fonte B, com fuga à terra ... 82
Figura 54 - Barra B desligada, prioridade fonte B, com fuga à terra ... 83
Figura 55 - Barra A ligada, prioridade fonte A, com fuga à terra ... 84
Figura 56 - Barra A desligada, prioridade fonte A, com fuga à terra ... 85
Figura 57 - Barras ligadas, prioridade fonte A e B, com fuga à terra... 86
Figura 58 - Placa lado superior ... 91
Figura 59 - Placa lado inferior ... 92
Figura 60 - Visualização 3D da placa ... 92
Figura 61 - Placa do chaveador ... 93
Figura 62 - Teste de isolação da placa ... 93
Figura 63 - Placa pronta para testes ... 94
Figura 64 - Testes do chaveador em laboratório ... 95
Figura 65 - Chaveando fonte para relé de proteção ... 96
Figura 67 - Imagem térmica conduzindo corrente da Barra B ... 98
Figura 68 - Imagem térmica detalhada de Q4 ... 98
Figura 69 - Imagem térmica de Q1 e Q2 ... 99
Figura 70 - Imagem térmica Q1 e Q2 superando 150ºC ... 99
Figura 71 - Imagem térmica Q1 e Q2, conduzindo 500mA após início da condução... 100
Figura 72 - Imagem térmica Q1 e Q2, conduzindo 500mA após 30min... 100
Figura 73 - Imagem térmica Q1 e Q2, conduzindo 500mA após 1h ... 101
Figura 74 - Chaveador instalado no painel de controle do serviço auxiliar ... 102
Figura 75 - Circuito da proteção diferencial ... 105
Figura 76 - Bloco Sensor ... 108
Figura 77 - Bloco subtrator ... 108
Figura 78 - Bloco Amplificador ... 109
Figura 79 - Bloco Condicionador ... 109
Figura 80 - Bloco sinalizador ... 110
Figura 81 - Alarme de falha ... 110
Figura 82 - Bloco condicionador em configuração inversora ... 111
Figura 83 - Layout superior ... 112
Figura 84 – Layout inferior ... 112
Figura 85 - Relé diferencial em 3D ... 113
Figura 86 – Sensor de fuga em testes de laboratório ... 114
Figura 87 - Medição de ruído amplificado ... 115
Figura 88 - Detalhe do projeto do Filtro 1 ... 116
Figura 89 - Detalhe do Filtro 2 ... 116
Figura 90 - Medição do gradiente de tensão em OUT1 ... 117
Figura 91 - Medição do gradiente de tensão em OUT5 ... 118
Figura 92 - Medição teste de alarme. Detalhe em OUT2 em nível de normalidade ... 118
Figura 93 - Medição teste de alarme. Detalhe em OUT5 em nível de normalidade ... 119
Figura 94 - Medição teste de alarme. Detalhe em OUT5 em nível de alarme ... 119
Figura 95 - Medição teste de alarme. Detalhe em OUT5 em nível de alarme ... 120
Figura 96 - Foto do circuito de teste ... 121
Figura 97 - Circuito em condição normal ... 121
Figura 98 - Detalhe da corrente aplicada em condição normal ... 122
Figura 99 - Circuito em alarme ... 122
Figura 101 - Circuito montado com simulação de carga variável ... 123 Figura 102 - Sensor instalado no painel de iluminação de emergência... 125
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1 - ACS712 relação Vout versus IP... 71
Gráfico 2 - Tensão na carga ... 88
Gráfico 3 - Queda de tensão no MOSFET ... 88
Gráfico 4 - Perdas principais no circuito ... 90
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Tipos de função de transmissão... 25
Tabela 2 - Tipos de função de transmissão... 26
Tabela 3 - Tensões de flutuação das baterias. ... 54
Tabela 4 – Dados de tensões no circuito durante atendimento à carga ... 87
Tabela 5 - Dados de potência do circuito durante atendimento à carga ... 89
LISTA DE SIGLAS
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica CA - corrente Alternada
CC - Corrente Contínua CI - Circuito integrado
CROIBLU - Centro Regional de Operação de Blumenau ELETROSUL - Eletrosul Centrais Elétricas S.A
FT - Função de Transmissão
ONS - Operador Nacional do Sistema P&D - Pesquisa e desenvolvimento SEABT - Subestação Abdon Batista SEBIG - Subestação Biguaçu SEBLU - Subestação Blumenau SEP - Sistema Elétrico de Potência SIN - Sistema Interligado Nacional TC - Transformadores de Corrente TI - Transformador de instrumentação
TPC - Transformador capacitivo de Potencial UNISUL - Universidade do Sul de Santa Catarina
LISTA DE UNIDADES A - Ampere f - Frequência h - hora kV – Quilovolt mA - Miliampere mV - Milivolt ºC - Grau Celsius s - Segundo V - Volt
Vcc - Volt em corrente contínua W - Watt
SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO... 18 1.1 TEMA ... 18 1.2 JUSTIFICATIVA ... 18 1.3 OBJETIVOS ... 19 1.3.1 Objetivo Geral ... 19 1.3.2 Objetivos Específicos... 20 1.4 MOTIVAÇÃO ... 20 1.5 METODOLOGIA DE PESQUISA ... 21 1.6 DELIMITAÇÕES DO TRABALHO ... 21
2 CONSTITUIÇÃO DOS SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA... 23
2.1 GRUPOS DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN) ... 23
2.1.1 Geração ... 23
2.1.2 Transmissão ... 24
2.1.3 Distribuição ... 24
2.2 SUBESTAÇÃO ... 24
2.2.1 Equipamentos da subestação de transmissão ... 25
2.2.1.1 Linhas de Transmissão ... 26
2.2.1.2 Transformadores de potência ... 28
2.2.1.3 Banco de Reatores ... 29
2.2.1.4 Banco de Capacitores ... 31
2.2.2 Equipamentos e Sistemas complementares associados às FTs ... 32
2.2.2.1 Transformadores de instrumentos (TIs) ... 32
2.2.2.2 Sistemas de proteção ... 33
2.2.2.3 Sistema de supervisão, controle, medição e oscilografia ... 34
2.2.2.4 Disjuntor ... 35
2.2.2.5 Chave seccionadora ... 36
2.2.2.6 Para-Raios ... 37
2.2.2.7 Serviço auxiliar... 38
3 SUBESTAÇÃO DE BIGUAÇU - SEBIG ... 40
3.1 A SUBESTAÇÃO BIGUAÇU ... 40
3.2 O SISTEMA DE CORRENTE CONTÍNUA ... 44
3.2.2 Retificador alimentado em 480Vcc ... 46
3.2.3 Barramentos de 125Vcc ... 47
3.2.4 Painéis de distribuição de corrente contínua ... 48
3.2.5 Caixas de distribuição de corrente contínua... 49
3.3 AS PROTEÇÕES DOS CIRCUITOS DE CORRENTE CONTÍNUA ... 49
3.3.1 Proteção de fuga à terra... 50
3.3.2 Relé RCX-300 ... 51
3.3.3 Sistemas Redundantes ... 52
4 MELHORIA DA SUPERVISÃO DA CORRENTE CONTÍNUA ... 54
4.1 PARALELISMO DOS BARRAMENTOS ... 54
4.1.1 Aumento da tensão de flutuação ... 54
4.1.2 Chaveamento através de relés rápidos ... 58
4.1.3 Chaveamento através de MOSFETs ... 61
4.1.3.1 Circuito principal ... 61
4.1.3.2 Lógica auxiliar de controle dos MOSFETs ... 63
4.1.3.3 Diodo de roda livre ... 64
4.2 CIRCUITO DE MONITORAÇÃO DE FUGA POR ALIMENTADOR ... 67
4.2.1 Sensor de corrente ... 68
4.2.1.1 O circuito integrado ACS712 ... 69
4.2.1.1.1 Tolerância transitória por sobrecorrente ... 70
4.2.1.1.2 Ruído ... 70
4.2.1.1.3 Linearidade ... 70
4.2.2 Amplificador subtrator com buffer isolador ... 71
4.2.3 Amplificador de segundo estágio ... 72
4.2.4 Condicionador de sinal ... 73
4.2.5 Sinalizador ... 74
4.3 DESENVOLVIMENTO DO CHAVEADOR DE FONTE ... 74
4.3.1 Projeto do circuito ... 74
4.3.2 Simulação computacional ... 76
4.3.2.1 Avaliação da função de contenção da fuga à terra ... 76
4.3.2.2 Comportamento no atendimento à carga ... 87
4.3.3 Projeto da placa ... 91
4.3.4 Testes em laboratório ... 94
4.3.4.2 Atendimento da carga ... 96
4.3.5 Testes em campo ... 101
4.4 DESENVOLVIMENTO DO SENSOR DIFERENCIAL DE CORRENTE ... 102
4.4.1 Projeto do circuito ... 103
4.4.2 Simulação computacional ... 106
4.4.2.1 Levantamento da corrente diferencial na subestação de Biguaçu ... 106
4.4.2.1.1 Fuga à terra com Barra A isolada da Barra B ... 106
4.4.2.1.2 Fuga à terra com a Barra única ... 106
4.4.2.2 Circuito operando sem corrente diferencial ... 107
4.4.2.3 Circuito com 14 mA de fuga no positivo ... 110
4.4.2.4 Circuito com 14 mA de fuga no negativo ... 111
4.4.2.5 Circuito com 45 mA de fuga no positivo ou no negativo ... 111
4.4.3 Projeto da placa ... 111
4.4.4 Testes em laboratório ... 113
4.4.5 Testes em campo ... 124
5 CONCLUSÃO ... 126
5.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ... 127
REFERÊNCIAS ... 128
ANEXO 1 – FONTES DE 125 VCC CONTROLADAS POR DIODOS ... 132
ANEXO 2 – FONTES DE 125 VCC CONTROLADAS POR RELÉS RÁPIDOS ... 133
ANEXO 3 – DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DO CHAVEADOR DE FONTES ... 134
ANEXO 4 – DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DO SENSOR DE FUGA À TERRA ... 135
1 INTRODUÇÃO
Nas subestações do sistema elétrico de potência são utilizadas fontes de tensão em corrente contínua, que alimentam diversos dispositivos de controle, proteção, oscilografia e medição. A maioria desses dispositivos é considerada como carga de missão crítica, possuindo redundância de fontes alimentadoras e de dispositivos.
Todo esse sistema de redundância, seja de dispositivos ou de fontes, torna sua operação e manutenção, por vezes, complicados. Isso fica evidente ao se analisar a dificuldade em se identificar o local de falha do isolamento do barramento de corrente contínua. Atualmente, o processo de pesquisa passa obrigatoriamente pelo desligamento de circuitos por profissionais especialistas na subestação onde o problema ocorreu e, mesmo assim, isso não evita perda de redundância e risco operacional.
1.1 TEMA
Estudo e melhoramento do atual sistema de supervisão de fuga à terra do sistema de corrente contínua de 125 Vcc, usado nos setores de 230 kV e 138 kV da Subestação de Biguaçu (SEBIG).
1.2 JUSTIFICATIVA
Os sistemas de corrente contínua, usados tradicionalmente em subestações de energia, são isolados dos sistemas de aterramento. A Figura 1 mostra um exemplo de um circuito em corrente contínua isolado da terra, onde uma fuga de corrente pela terra é detectada pelo relé 64R que promove o desligamento do circuito. Em circuitos dedicados, como o do exemplo, este tipo de proteção é muito eficaz. Já em barramentos, de onde derivam diversos circuitos em paralelo, essa proteção não consegue isolar o problema, se limitando a informar que em algum circuito derivado do barramento está ocorrendo uma fuga à terra.
Ao longo de sua operação, sistemas isolados, por fatores diversos, acabam sofrendo perda do isolamento e isso é um problema que precisa ser solucionado rapidamente. Entretanto, o processo de identificação do local de rompimento da isolação nem sempre é rápido, o que onera as empresas de energia e promove risco operacional ao Sistema Interligado Nacional (SIN).
Periodicamente, as concessões de energia passam por revisão tarifária, promovida pela ANEEL, e isso força as concessionárias a buscar excelência em seus processos operacionais. Complementando, em um sistema empresarial, é vital a constante melhoria de processos, buscando otimizar os recursos, materiais e humanos, usando as novas tecnologias disponíveis.
Figura 1 - Circuito isolado com fuga de corrente.
Fonte: Kindermann , 2008.
A busca da qualidade dos serviços prestados pela Empresa Pública a um custo acessível à toda população e permitir a consolidação dos conhecimentos adquiridos pelo autor ao longo da graduação, justifica esse trabalho para a melhoria no sistema de alimentação em corrente contínua.
1.3 OBJETIVOS
Este tópico apresentará os objetivos geral e específicos, propostos para o presente trabalho de conclusão de curso.
1.3.1 Objetivo Geral
Reduzir o tempo de pesquisa de falha à terra, nos circuitos de 125 Vcc, usados nos setores de 230 kV e 138 kV da SEBIG, através da melhoria do sistema de supervisão atualmente utilizado.
1.3.2 Objetivos Específicos
Apresentam-se, a seguir, os objetivos específicos propostos para o presente trabalho:
• estudar o circuito de alimentação em corrente contínua aplicado aos setores de 230 kV e 138 kV;
• propor solução técnica para agilizar a detecção da falha de isolação; • implementar e testar o protótipode sensor de falha de isolamento; • reduzir custo do processo de localização do circuito com fuga.
1.4 MOTIVAÇÃO
Na realização das atividades de manutenção de subestações do SEP, é comum a ocorrência de episódios de defeitos em circuitos de 125 Vcc isolados da terra que demandam um tempo considerável para a resolução do problema. Isso se deve ao fato de ser necessário o desligamento de cargas da subestação na tentativa de isolar o circuito com defeito.
Por causa da possibilidade de uma segunda falha ou, ainda, dessa falha causar a mistura dessa corrente contínua com fontes de corrente alternada, esses defeitos precisam ser corrigidos com brevidade.
É comum serem encontrados em subestações do SEP quadros de distribuição com muitos disjuntores que alimentam cargas que não podem ser desligadas sem um prévio estudo.
Todo esse contexto visa a esclarecer que um serviço de busca desse tipo de falha incorre em:
1. necessidade de mão de obra especializada na subestação em que ocorre o problema;
2. risco de desligamento acidental de cargas essenciais;
3. tempo elevado na execução do trabalho, causado pela análise de cada circuito a ser desligado;
4. desligamento desnecessário de circuitos, pois o circuito que está sendo desligado pode não ser o que está com problema.
Assim, essas considerações levaram a motivar a criação de dispositivo supervisor para cada disjuntor alimentador que permita a qualquer trabalhador do SEP identificar, visualmente e rapidamente o circuito que está com problemas.
1.5 METODOLOGIA DE PESQUISA
Este Trabalho de Conclusão de Curso busca eliminar uma dificuldade que atrapalha o atendimento de urgência em casos de fugas de corrente em sistemas de corrente contínua. Através do livro didático, Unisul Virtual (2013), foram definidas as técnicas que serão usadas na pesquisa.
O método de procedimento adotado será o Método Comparativo, que tem uma preocupação com a semelhança entre padrões de fenômenos para poder explicar divergências encontradas nessas comparações.
Para levantamento de dados, será realizada a Pesquisa Exploratória, buscando um melhor conhecimento sobre objeto de estudo para, então, elaborar as hipóteses necessárias.
Também, será usada a Pesquisa Explicativa, complementando a necessidade de conectar os fatores que contribuem para o acontecimento dos fenômenos estudados.
A abordagem será quantitativa, buscando mensurar os efeitos dos fenômenos e, com isso, gerar dados para a análise.
A coleta de dados será realizada, primeiramente, através de Pesquisa bibliográfica, buscando dados que possam estar relacionados ao assunto estudado. Passará por Pesquisa documental para levantar dados históricos das ocorrências do fenômeno. E será concluída pela Pesquisa experimental que buscará a relação entre as variáveis estudadas.
Em alguns momentos, será usada metodologia de Estudo de caso e Estudo de campo para complementar as possíveis necessidades de aprofundar o assunto.
1.6 DELIMITAÇÕES DO TRABALHO
Este trabalho limita-se ao estudo e desenvolvimento de melhoria na supervisão do sistema de corrente contínua dos setores de 230 kV e 138 kV da Subestação de Biguaçu. Será estudada a atual configuração e as suas limitações. Serão idealizadas soluções técnicas que permitam propor uma nova configuração da supervisão de falhas.
O trabalho não aborda os aspectos relacionados aos custos de produção da eventual transformação do protótipo em produto, bem como o desenvolvimento de outros equipamentos auxiliares para o seu funcionamento ou ainda a utilização desta solução em outras subestações.
2 CONSTITUIÇÃO DOS SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA
Segundo Kagan, Oliveira e Robba (2010), os sistemas elétricos de potência (SEP) possuem a finalidade de fornecer energia elétrica aos usuários, com qualidade e no instante em que for solicitada. Como não há a possibilidade de armazenamento da energia elétrica, toda energia elétrica gerada deve ser consumida imediatamente. Portanto, o sistema deve permitir a conexão entre os agentes geradores, usinas hidráulicas, térmicas, solares, eólicas, entre outras, aos centros de cargas, os consumidores. A Figura 2 mostra os diversos grupos que constituem o SEP, de acordo com a visão de Kagan, Oliveira e Robba (2010).
Figura 2 - Diagrama unifilar de sistema elétrico de potência.
Fonte: KAGAN; OLIVEIRA; ROBBA , 2010.
2.1 GRUPOS DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN)
2.1.1 Geração
Esse grupo fica responsável pela conversão da energia, proveniente de diversos tipos de fontes, em energia elétrica. Essa energia é então entregue para a transmissão.
2.1.2 Transmissão
O grupo da Transmissão coleta a energia gerada, mantém a qualidade dessa energia ao longo de longas distâncias e a entrega perto dos centros consumidores. Os níveis de tensão na transmissão estão na ordem de 230 kV a 500 kV.
2.1.3 Distribuição
O setor de distribuição efetua a conexão dos consumidores ao sistema elétrico de potência. É subdividido em Subtransmissão, responsável por captar a energia entregue pela Transmissão e transferi-la para as subestações de distribuição, subdivisão responsável por reduzir o nível da tensão para envio da energia, através de redes locais, aos consumidores.
2.2 SUBESTAÇÃO
Segundo Frontin (2013), uma subestação pode ser definida como um conjunto de sistemas específicos e interdependentes concebidos para atender o sistema elétrico. Seja na geração, transmissão ou distribuição, a subestação estará presente. Ela é a responsável pelo aumento ou a redução de níveis de tensão e, através dela, é que se pode alterar as configurações do sistema, controlar a qualidade da energia, além de supervisionar, controlar e proteger o SEP.
Frontin (2013) comenta que as subestações são construídas a partir da necessidade de atendimento a uma dada região, detectada através dos estudos de expansão do SEP.
Estudos específicos determinam a sua configuração de barra. Nessa questão, o ONS (2017), através do submódulo 2.3 – Requisitos Mínimos para Subestações e seus equipamentos, determina barra dupla a quatro chaves para o nível de 230 kV e barra dupla com disjuntor e meio para tensões acima de 345 kV, ficando a cargo do Agente, empresa detentora da concessão, apresentar ao ONS estudos de melhor desempenho da nova topologia projetada para a subestação, caso essa seja diferente dessas definidas pelo ONS.
2.2.1 Equipamentos da subestação de transmissão
A Resolução Normativa 191 da ANEEL agrupa os equipamentos das subestações em uma ou mais Funções de Transmissão (FT). As concessionárias são remuneradas por cada FT, as quais são elencadas na Tabela 1.
Tabela 1 - Tipos de função de transmissão.
(continua) FT - FUNÇÃO TRANSMISSÃO EQUIPAMENTO PRINCIPAL EQUIPAMENTOS COMPLEMENTARES LT-LINHA DE
TRANSMISSÃO Linha de Transmissão
Equipamentos das entradas de LT, Reator em derivação, equipamento de compensação série, não manobráveis sob tensão a ela conectados e aqueles
associados ao equipamento principal. TR-TRANSFORMAÇÃO Transformador de potência e conversor de frequência Equipamentos de conexão, limitadores de corrente e de aterramento de neutro, reguladores de tensão e defasadores, e demais equipamentos associados ao equipamento principal. CR- CONTROLE DE REATIVO Reator em derivação e compensador série
manobráveis sob tensão, banco de capacitor, compensador síncrono e compensador estático. Equipamentos de conexão e transformador de potência e aqueles associados ao equipamento principal.
Tabela 1 - Tipos de função de transmissão.
(conclusão) FT - FUNÇÃO
TRANSMISSÃO EQUIPAMENTO PRINCIPAL
EQUIPAMENTOS COMPLEMENTARES
MG- MÓDULO GERAL
Malha de aterramento, terreno, sistemas de telecomunicações, supervisão e controle comuns ao empreendimento, cerca,
terraplenagem, drenagem, grama, embritamento, arruamento, iluminação do pátio, proteção contraincêndio, sistema de abastecimentode água, esgoto, equipamentos de conexão e aqueles associados ao equipamento
principal, canaletas, acessos, edificações, serviços auxiliares, área industrial, sistema de ar comprimido comum às funções, transformador de aterramento e de potencial e reator de barra não manobrável sob tensão,e
equipamentos de interligação de barra e barramentos. Equipamentos de conexão e aqueles associados ao equipamento principal. Fonte: ANEEL, 2018.
Os diversos tipos de equipamentos que compõem as FTs são apresentados a seguir. Alguns foram suprimidos por não serem o foco deste trabalho.
2.2.1.1 Linhas de Transmissão
Conforme Mamede Filho (2013) as linhas de transmissão são as responsáveis por interligar as fontes de geração com as subestações abaixadoras próximas aos grandes centros de carga. Cada linha pode ser definida pelo seu nível de tensão em quilovolts. Em diagramas unifilares do SEP, essas FTs são identificadas pelo nome das subestações que interligam,
conforme é mostrado na Figura 3, onde as linhas interligam a Subestação Biguaçu (BIG) às Subestações de Abdon Batista (ABT) e Blumenau (BLU). A Figura 4 mostra imagens reais de alguns tipos de linhas de transmissão.
Figura 3 - Fragmento do unifilar do setor de 525 kV da SEBIG.
Fonte: ELETROSUL, 2018.
Figura 4 - Linhas de transmissão.
Fonte: ECOA1.
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2.2.1.2 Transformadores de potência
Conforme Furnas Centrais Elétrica
equipamentos que transferem a energia de um ou mais enrolamentos primários para um ou mais enrolamentos secundários através da indução eletromagética. Dessa forma
tensão são aumentados ou
basicamente para interligar sistemas em diferentes níveis de tensão.
representados na Figura 5, onde os autotransformadores TF7 e TF8 possuem o enrolamento primário ligado em estrela aterrad
verde.
Figura 5 - Transformadores
Fonte: ELETROSUL, 2018.
A cor azul representa o secundário do autotransformador em 138 ajustável através de TAPs de derivação. A
trifásico fabricado pela empresa WEG. Transformadores de potência
Conforme Furnas Centrais Elétricas S.A (2011) os transformadores são equipamentos que transferem a energia de um ou mais enrolamentos primários para um ou mais enrolamentos secundários através da indução eletromagética. Dessa forma
tensão são aumentados ou diminuídos conforme a necessidade do sistema basicamente para interligar sistemas em diferentes níveis de tensão. Ess
, onde os autotransformadores TF7 e TF8 possuem o enrolamento primário ligado em estrela aterrada e em nível de tensão de 230 kV
Transformadores 7 e 8 da SEBIG.
A cor azul representa o secundário do autotransformador em 138
e TAPs de derivação. A Figura 6 apresenta um transformador de potência trifásico fabricado pela empresa WEG.
os transformadores são equipamentos que transferem a energia de um ou mais enrolamentos primários para um ou mais enrolamentos secundários através da indução eletromagética. Dessa forma os níveis de istema elétrico. Servem Esses equipamentos são , onde os autotransformadores TF7 e TF8 possuem o enrolamento representado pela cor
A cor azul representa o secundário do autotransformador em 138 kV, com tensão 6 apresenta um transformador de potência
Figura 6 - Transformador trifásico.
Fonte: WEG¹.
2.2.1.3 Banco de Reatores
Em relação aos reatores, Furnas Centrais Elétricas S.A (2011) define que este equipamento é inserido no sistema elétrico para aumentar a sua confiabilidade. Usado para controle do aumento da tensão ele compensa o efeito capacitivo em linhas da transmissão longas e de níveis elevados de tensão quando essas linhas estão operando à vazio ou com pouca carga. Na subestação eles podem estar associados à operação de determinada linha ou barramento. Na SEBIG, Figura 7, esses são usados na linha ABT e barramento A de 525 kV, representados por RE 1, RE 2 e RE 3. A Figura 8 apresenta um reator fabricado pela empresa SIEMENS.
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Figura 7 - Bancos de reatores da SEBIG
Fonte: ELETROSUL, 2018.
Figura 8 - Reator monofásico.
Fonte: SIEMENS¹.
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2.2.1.4 Banco de Capacitores
Nas subestações, Furnas Centrais Elétricas S.A (2011) comenta que os capacitores são usados para aumentar o fator de potência da instalação. Este equipamento armazena energia capacitiva e a usa para compensar os reativos indutivos, os quais diminuem a tensão no sistema de transmissão. Eles são associados em série/parelelo formando um banco de capacitores e estão associados a um barramento específico. Na Figura 9, temos o banco de capacitores BC1 que compensa o reativo indutivo do barramento de 230 kV e, na Figura 10 um banco de capacitores instalado em uma subestação.
Figura 9 - Banco de capacitores.
Figura 10 - Banco de capacitores de potência
Fonte: GRANTEL ENGENHARIA¹.
2.2.2 Equipamentos e Sistemas complementares associados às FTs
2.2.2.1 Transformadores de instrumentos (TIs)
Segundo Mamede Filho (2013) os TIs permitem que os instrumentos de medição e proteção funcionem adequadamente com níveis, de tensão e corrente, menores que os níveis nominais que passam nos circuitos de alta tensão. São empregados Transformadores de Corrente (TC) e Transformadores de potencial (TP) que, respectivamente, reduzem a corrente e a tensão para serem usados pelos dispositivos. Geralmente, os níveis de tensão e corrente no secundário desses equipamentos são de 115 V e 5 A, respectivamente, ambos em corrente alternada .
No caso da corrente, esse nível está migrando para 1 A, em corrente alternada, devido ao uso de relés digitais que necessitam menores potências para sua operação. A Figura 7 mostra, em série, com os disjuntores 1042, 1022 e 1002 os TCs e, na chegada da linha Abdon Batista, um Transformador capacitivo de Potencial (TPC), simbolizado por capacitores em série conectados entre o 525 kV (cor vermelha) e a terra. Da associação desses capacitores, deriva um TP e, a partir do seu secundário, são alimentados os relés.
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1 Disponível em https://grantelengenharia.com.br/obras/se-rio-verde-2-furnas/#group-1. Acesso: 15 mar. 2019.
A Figura 11 mostra modelo físico de TC e TP encontrados em subestações do SEP.
Figura 11 – Da esquerda para à direita, TCs e TPs.
Fonte: ARTECHE¹.
2.2.2.2 Sistemas de proteção
Mamede Filho (2013) comenta que os sistemas de proteção avaliam as correntes e tensões informadas pelos TIs detectando curtos-circuitos no SEP e assegurando a desconexão de todo o circuito com anormalidades. A proteção atua diretamente sobre os disjuntores comandando sua abertura. A Figura 12 apresenta uma construção típica de painel de proteção.
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Figura 12 - Painel de proteção.
Fonte: Engenheiro Mota¹.
2.2.2.3 Sistema de supervisão, controle, medição e oscilografia
Esses são os responsáveis por permitir a operação do SEP, efetuar tarifação da energia e registrar ocorrências para análise de problemas. Os dados são coletados através de dispositivos de sensoriamento, encapsulados em protocolos de comunicação e enviados aos centros de telecontrole. Na Figura 13, é apresentada uma estação de trabalho típica usada pelos operadores em centros de telecontrole.
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1 Disponível em http://engenheiroigormota.blogspot.com/2012/08/blog-post.html. Acesso: 01 nov. 2018
Figura 13 - Estação de telecontrole.
Fonte: ELETROSUL¹.
2.2.2.4 Disjuntor
Segundo Furnas Centrais Elétricas S.A
responsável por estabelecer e manter as correntes nominais do circuito e corrente de curto circuito. Esse equipamento e comandado pelo
Na Figura 7, os disjuntores estão representados pelas caixas associadas aos números 1044, 1042, 1022 e 1002. A Figura
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1 Disponível em http://eletrosul.gov.br . Acesso 01 nov. 2018. Estação de telecontrole.
Segundo Furnas Centrais Elétricas S.A (2011) o disjuntores estabelecer e manter as correntes nominais do circuito e
. Esse equipamento e comandado pelo sistema
os disjuntores estão representados pelas caixas associadas aos números 1044, Figura 14 mostra esses equipamentos fisicamente.
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http://eletrosul.gov.br . Acesso 01 nov. 2018.
o disjuntores é o equipamento estabelecer e manter as correntes nominais do circuito e interromper a sistema proteção e controle. os disjuntores estão representados pelas caixas associadas aos números 1044,
Figura 14 - Disjuntores de alta tensão.
Fonte: ENGPONTAL¹.
2.2.2.5 Chave seccionadora
Conforme Furnas Centrais Elétricas S.A (2011) a chave seccionadora é o equipamento que permite alterar a configuração da condição operacional de determinado circuito da subestação, promovendo o seu by-pass ou isolamento desse circuito para manutenção. Na Figura 9, as seccionadoras estão representadas por contatos abertos numeradas com 701, 703, 705, 705T, 707 e 731.
A CS701 liga o banco à barra P, a CS703 à barra PT, a CS707 permite a manutenção do DJ702 sem necessidade de desligar o banco, pois essa transfere a função de interrupção para outro disjuntor, a CS705 isola o DJ702 e a CS705T aterra o banco de capacitor para manutenção. A CS731 possui a mesma função que a CS701, porém para outro equipamento, não apresentado na figura.
A Figura 15 apresenta um tipo de modelo de seccionadora usada no SEP.
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Figura 15 - Chave seccionadora.
Fonte: WEG¹.
2.2.2.6 Para-Raios
Os para-raios são equipamentos de proteção são instalados em chegadas de linhas de transmissão e junto aos transformadores, reatores, bancos de capacitores e demais equipamentos semelhantes que são sensíveis a surtos de tensão. Possui a função de impedir que tensões de surto danifiquem equipamentos da subestação. Na Figura 7, tem-se para raios na chegada da linha Abdon Batista, antes dos reatores RE 1, RE 2, RE 3 e RER2. A empresa ABB, fornecedora de equipamentos para o SEP, fabrica esses equipamentos mostrados na Figura 16.
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Figura 16 - Para-raios ABB
Fonte: ABB¹.
2.2.2.7 Serviço auxiliar
Esse sistema é composto de diversas fontes de tensão em corrente alternada e contínua, usadas para alimentar os sistemas de controle, proteção, comando de disjuntores, seccionadores, entre outros dispositivos.
Nesse, temos transformadores, disjuntores, TCs, TPs e seccionadores. Todos esses com funções idênticas aos do SEP, porém em escala de capacidade reduzida, apropriada a cada nível de tensão. A Figura 17 apresenta o serviço auxiliar da subestação Biguaçu.
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1 Disponível em https://new.abb.com/high-voltage/pt/para-raios/para-raios-de-alta-tensao. Acesso: 15 mar. 2018
Figura 17 - Diagrama unifilar serviço auxiliar SEBIG.
3 SUBESTAÇÃO DE BIGUAÇU - SEBIG
As subestações de energia são regidas por legislações emitidas pelo órgão regulador, a Agência de Energia Elétrica – ANEEL. O Operador Nacional do Sistema – ONS é o agente emissor e fiscalizador de normativas, chamados de Procedimentos de Rede, que orientam os Agentes, empresas que possuem as concessões de energia, sobre cada aspecto do serviço relacionado à concessão. No processo que antecede a emissão e/ou novas revisões, o ONS efetua uma consulta aos Agentes, solicitando suas considerações sobre a normativa.
Partindo desse princípio de atendimento a regras determinadas, buscar-se-á apresentar o sistema de alimentação de corrente contínua da SEBIG, partindo de uma visão macro da subestação até a visualização dos pontos com necessidade de melhoria.
3.1 A SUBESTAÇÃO BIGUAÇU
A SEBIG está localizada entre a divisa dos municípios de Biguaçu e Antônio Carlos e possui três níveis de tensão, 525 kV, 230 kV e 138 kV. Conforme determina o Operador Nacional do Sistema - ONS (2017), através do submódulo 2.3, foi adotado como arranjo de barramento:
• no setor de 525 kV, barramento disjuntor e meio, conforme demonstra a Figura 18;
• no setor de 230 kV, barramento duplo à quatro chaves, apresentado na Figura 19;
• para o setor de 138 kV, Figura 20, não há determinação de configuração mínima de barramento, a ELETROSUL adotou, nessa subestação, para esse setor, o barramento duplo à quatro chaves.
Figura 18 - Setor de 525 kV SEBIG.
Figura 19 - Setor de 230 kV SEBIG.
Figura 20 - Setor de 138 kV SEBIG.
3.2 O SISTEMA DE CORRENTE CONTÍNUA
Para a proteção e controle e supervisão dessa subestação, foi necessário atender os requisitos mínimos elencados no módulo 2.3 do Operador Nacional do Sistema – ONS (2017), que determina:
8.10.1 Alimentação em corrente contínua para os sistemas de proteção, supervisão e controle.
(a) Os serviços auxiliares de corrente contínua (CC) para alimentação dos sistemas de proteção, supervisão e controle devem ter dois conjuntos independentes de bancos de baterias com retificadores, alimentando cargas independentes, e cada conjunto deve ser dimensionado para suprir toda a carga prevista em regime contínuo.
(b) É permitido o paralelismo entre os bancos de baterias apenas em tempo suficiente para não necessitar reinicializar os sistemas digitais ou computadorizados dos sistemas de proteção, supervisão e controle.
(c) Em caso de falta de alimentação de corrente alternada (CA), os bancos de baterias devem ter autonomia para realizar as manobras de recomposição da subestação. Cada conjunto bateria-retificador deve atender a toda a carga prevista para regime contínuo pelo período mínimo de 5 (cinco) horas .(ONS,2017,p.27).
Além desses, do submódulo 2.6 do Operador Nacional do Sistema - ONS (2017), temos os requisitos mínimos:
6.1.7 Os sistemas de proteção principal e alternada devem ser alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes e, além disso, o projeto dos painéis deve levar em conta os cuidados necessários para facilitar os trabalhos de manutenção, de modo a minimizar risco de erros e acidentes.
6.1.10 Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos relés de proteção, equipamentos de telecomunicações utilizados para teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar através de alarme qualquer anormalidade que possa implicar perda da confiabilidade operacional do sistema de proteção. (ONS,2017,p.7)
A alimentação de 125 Vcc da SEBIG, por motivos comerciais, foi segregada em dois sistemas. O primeiro alimenta todo o setor de 525 kV e o segundo, alvo deste trabalho, alimenta os setores de 230 kV e 138 kV.
O sistema de 125 Vcc é composto de: 1. banco de baterias;
2. retificadores;
3. barramentos de 125 Vcc; 4. painéis de distribuição;
5. caixas de distribuição.
3.2.1 Banco de bateria de 125 Vcc
Estão instalados na SEBIG dois conjuntos, BT1 e BT2, vide Figura 21, de baterias chumbo-ácidas, reguladas à válvula, de capacidade 250 Ah, tensão 125 Vcc, sendo constituído de 60 elementos conectados em série, com tensão de flutuação em 133,80 Vcc. A Figura 22 mostra um banco de baterias instalado em subestação.
Figura 21 - Fragmento do diagrama unifilar do serviço auxiliar SEBIG.
Figura 22 - Banco de baterias
Fonte: BATERIAS24H¹.
3.2.2 Retificador alimentado em 480Vcc
Para cada conjunto de baterias, tem-se dois retificadores, RET1 e RET2, apresentado na Figura 21 e na Figura 23, ambos de 26 kVA, alimentados em 480 Vca, que controlam a tensão de flutuação e corrente de carga das baterias. Além disto, eles entregam e controlam a corrente solicitada pelas cargas através do barramento A ou B de 125 Vcc.
Cada um deles possui alarmes de supervisão, como tensão CC alta, CC baixa, falha interna, bateria em descarga, entre outros, que são visualizados remotamente pelo operador através de telas de controle.
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1 Disponível em https://baterias24hs.loja2.com.br/page/194090-Bateria-Estacionaria. Acesso: 15 mar. 2019.
Figura 23 - Retificador RET1 e RET2.
Fonte: Elaboração do autor, 2018.
3.2.3 Barramentos de 125Vcc
As barras A e B, Figura 21, são utilizadas para:
1. permitir as manobras entre os carregadores e baterias. Em caso de problemas ou manutenção nos carregadores ou baterias, o disjuntor 72E é fechado, criando um barramento único;
2. distribuir as cargas da subestação entre os dois barramentos. Isso permite redundância de alimentação para as cargas de missão crítica da subestação.
Figura 24 - Painel da Barra B fechado e aberto.
Fonte: Elaboração do autor, 2018.
3.2.4 Painéis de distribuição de corrente contínua
A partir dos barramentos A e B, a fonte CC é distribuída para as cargas. Algumas dessas estão conectadas diretamente na Barra A ou B. As demais estão conectadas em painéis de distribuição, PDs, que são sub-barramentos da Barra A e B. Nesses painéis, temos as chamadas Barras A1, A2, B1 e B2. Um exemplo desses painéis é o 2PD01 e 2PD02, Figura 25, que alimenta parte do setor de 230 kV.
Figura 25 - Painel de distribuição 2PD01 e 2PD02.
Fonte: Elaboração do autor, 2018.
3.2.5 Caixas de distribuição de corrente contínua
Além dos painéis de distribuição, que ficam nas salas de controle, semelhantes à esses, temos as caixas de distribuição, que ficam no pátio. Essas caixas recebem tensão CC, proveniente dos PDs, e distribuem aos equipamentos de pátio, chaves seccionadoras e disjuntores, que precisam dessa tensão para seus circuitos de comando. Cabe ressaltar que essas caixas de distribuição também distribuem 480 Vca e 220 Vca, respectivamente, para motores e circuitos de aquecimento/tomadas/iluminação.
3.3 AS PROTEÇÕES DOS CIRCUITOS DE CORRENTE CONTÍNUA
Todo circuito elétrico deve ser provido de proteção. A proteção impede a circulação de altas correntes elétricas ou de tensões elevadas, que podem danificar os equipamentos e circuitos. A maioria das proteções atua diretamente sobre os disjuntores.
Particularmente, em sistemas aterrados, contatos à terra promovem um caminho de retorno com baixa impedância e alta corrente. Nesse caso específico, relés de sobrecorrente ou disjuntores termomagnéticos conseguem detectar o problema, desligando o circuito.
Neste trabalho, o interesse são sistemas isolados da terra e, nesse caso, são necessários outros métodos de proteção, detalhados a seguir.
3.3.1 Proteção de fuga à terra
Para os sistemas isolados, o contato à terra não gera correntes em nível suficiente para sensibilizar dispositivos de sobrecorrente. Desta forma, deverão ser utilizadas outras técnicas.
De acordo com Kindermann (2008), a ocorrência do primeiro defeito à terra não caracteriza um curto-circuito e o sistema pode operar normalmente. Se esse defeito não for corrigido pela manutenção, a ocorrência de um segundo defeito poderá ocorrer em pontos onde a proteção de sobrecorrente, projetada para atender curtos internos no sistema isolado, não detectará.
Ainda, segundo Kindermann (2008), um modelo de proteção para defeitos à terra é o Método de Divisão de Tensão, Figura 26.
Figura 26 – Proteção em condição normal.
Fonte: Kindermann , 2008.
Nesse esquema, um relé com alta sensibilidade de corrente está conectado entre a terra e um divisor de tensão. Uma fuga no ponto F, Figura 27, cria um caminho para a circulação de corrente através do relé 64R, que é sensibilizado pela baixa corrente circulante e alarma esta condição anormal.
Figura 27 – Proteção em condição de falha.
Fonte: Kindermann , 2008.
3.3.2 Relé RCX-300
Na SEBIG, é usado o relé RCX-300 do fabricante WARD, Figura 28. Segundo Sávio (2016), o relé utiliza o método de divisão de tensão para detectar corrente que flui para terra, que é convertida em uma tensão, sendo esta comparada com uma tensão de referência, ajustada externamente. Em caso de fuga, o relé indica uma resistência aproximada do sistema isolado e fecha um contato, alarmando no sistema supervisório.
Figura 28 - Relé de fuga à terra.
A proteção de cada barramento é efetuada por um relé RCX-300. A fuga pode ser no barramento ou em alguma das inúmeras derivações desse barramento. Essas derivações são as que alimentam os circuitos de controle e proteção dos equipamentos. Dessa forma, a falha pode estar próximo ao relé ou no pátio da subestação, indo de alguns metros até distâncias acima de trezentos metros longe do relé. Esse detalhe não interfere no seu funcionamento, porém, para a pesquisa do local de falha, a ser executada pela equipe de manutenção, passa obrigatoriamente pelo desligamento de circuitos. Como são muitos circuitos, que precisam ter sua função analisada antes de serem desligados, esse processo desliga – religa, dispende muito tempo.
3.3.3 Sistemas Redundantes
Quando da construção da SEBIG, os fabricantes de sistemas de proteção e controle apresentaram uma solução de engenharia para alimentação CC de sistemas redundantes. Principalmente nos painéis de controle, há duas unidades de controle que compartilham informações comuns.
Cada controle (Figura 29) possui uma alimentação independente para sua CPU, Barra A para o controle principal e Barra B para o controle Dual. Já, para as entradas binárias, foi adotada uma seleção de fonte através de ponte de diodos, paralelando as Barras A e B. Isso foi necessário devido à limitação de saídas do sistema monitorado.
Figura 29 - Diagrama típico das Unidades de controle.
Fonte: Elaboração do autor, 2018.
Em condições normais de operação, isso não causa problemas, no entanto, quando ocorre uma fuga à terra em qualquer circuito cc, ambos relés 64 alarmam, dificultando ainda mais a pesquisa do local do problema.
4 MELHORIA DA SUPERVISÃO DA CORRENTE CONTÍNUA
A otimização do processo de pesquisa do local da fuga passa primeiramente pela eliminação do problema do paralelismo das barras A e B de 125 Vcc. Vencida essa parte, será necessário criar sistema de monitoração para cada disjuntor dos barramentos A e B e dos painéis de distribuição. Assim será possível agir com mais precisão e agilidade em casos de problemas.
4.1 PARALELISMO DOS BARRAMENTOS
Para a correção desse problema, foram estudadas algumas possibilidades que estão detalhadas na sequência.
4.1.1 Aumento da tensão de flutuação
Seguindo o manual do fabricante SATURNIA (2004), a tensão de flutuação das baterias pode ser variada em ±1%. Utilizando as tensões de flutuação possíveis, elencadas através da Tabela 3, podemos comparar aos valores operacionais máximos e mínimos da tensão nominais dos barramentos A e B.
Tabela 2 - Tensões de flutuação das baterias.
Tensão de flutuação Por elemento (V) Para 60 elementos (V)
Nominal 2,23 133,8
Nominal – 1% 2,21 132,6
Nominal + 1% 2,25 135,0
Fonte: Elaboração do autor, 2018.
Na modelagem do circuito de 125 Vcc utilizado na SEBIG, apresentado na Figura 30, verifica-se que, para entrar em condução, cada diodo precisar estar polarizado diretamente, com uma diferença de potencial, entre o catodo e o anodo, acima de 0,7 Vcc. Tomando como base esse valor e arbitrando o valor de 1 Vcc para a diferença entre a tensão da barra A e B, pode-se impedir que ambos os diodos conduzam ao mesmo tempo. Assim, arbitrando para a barra A um valor de 135 Vcc e para a barra B o valor 132,6 Vcc, são atendidas as recomendações do fabricante e são criadas condições de bloqueio da condução do diodo da barra B.
Ainda na Figura 30 a simulação do circuito mostra que essa ação bloqueia os diodos D2 e D4, isolando a barra B. Nessa condição a corrente da carga é suprida somente pela barra A.
Já, na Figura 31, é confirmado que a fuga é suficiente para sensibilizar o relé 64_B indevidamente. A corrente que passa por D4 flui através da bateria da Barra B e entre o positivo e terra do relé 64_B.
Agora, na Figura 32, é mostrado o detalhe da atuação de ambos os relés devido ao desbalanço no divisor de tensão.
Figura 30 – Fonte com flutuação Alterada.
Figura 31 – Fonte com flutuação Alterada e fuga à terra.
Figura 32 - Detalhes circulação corrente nos relés 64A e 64B.
Fonte: Elaboração do autor, 2018.
Assim, essa opção de alteração no circuito foi descartada. Por similaridade funcional a essa tentativa, a opção de manter a tensão de flutuação nominal e inserir diodos em série também foi descartada.
4.1.2 Chaveamento através de relés rápidos
Em projetos atuais, as fontes redundantes estão sendo chaveadas através de relés seletores, como mostra a Figura 33, uma simplificação do ANEXO 2.
Figura 33 - Seleção de fonte através de relé.
Fonte: Elaboração do autor, 2018.
Nessa topologia, um relé, de chaveamento rápido, é alimentado pela fonte A. Estando essa fonte energizada, o relé mantém seus contatos NA fechados, fornecendo ao
sistema a tensão da Barra A. Em caso de falta da Barra A, o relé é desligado, fechando seus contatos, e a carga é alimentada pela fonte B.
O relé utilizado, nesses casos, é de fabricação ARTECHE, modelo RF-4, Figura 34. Conforme manual, esse dispositivo possui bobina de alimentação em 125 Vcc, com capacidade de condução de 10A em cada um de seus contatos.
Analisando o ANEXO 1, à montante dos contatos desse equipamento, está instalado um disjuntor de proteção, DC2 e DC3, ambos de corrente nominal de 10 A. Foi verificado em campo que esses disjuntores são de curva C de atuação. Na Figura 35, verifica-se que é permitida uma circulação de corrente de 50 A, cinco vezes a corrente nominal, durante, aproximadamente, 1,5 segundos. Já, de acordo com os dados técnicos, o relé RF-4 suporta uma condução de 30 A durante 1 segundo.
Comparando os dados de capacidade de condução de corrente, desses dois componentes, fica evidente que há uma discrepância entre o relé e o disjuntor, pois uma corrente de 30 A, máxima suportada pelo relé, sensibilizará o disjuntor, ocasionando seu disparo em, aproximadamente, 4 segundos, tempo muito superior ao definido pela ARTECHE.
Figura 34 - Relé ARTECHE RF4
Figura 35 – Disjuntor SIEMENS e sua curva de atuação
Fonte: SIEMENS, 2018.
A tentativa de adequar o projeto, trocando os diodos existentes, por relés rápidos, passa necessariamente pela análise do circuito hoje existente. O ANEXO 1 mostra os disjuntores DC2 e DC4, ambos de corrente nominal de 16 A, protegendo o circuito onde os diodos estão instalados. Olhando a curva do modelo C60N-24337, Figura 36, verifica-se que uma corrente de 30 A, sensibilizará esse dispositivo, causando o seu disparo, em, aproximadamente, 15 segundos, tempo muito acima da capacidade do relé RF4. Contribui para impossibilitar o uso desse relé, no lugar dos diodos, a corrente nominal do circuito de 16 A, 60% acima da máxima corrente suportada pelo relé em condução contínua.
Uma solução, para esse problema de capacidade, seria a colocação de contatos em paralelo, uma vez que não estão disponíveis, nesse fabricante, relés com maior capacidade de corrente. É possível, usar nesse caso, o relé RJ-8, usando dois contatos em paralelo, ampliando a condução contínua para 20 A, acima dos 16 A necessários. Já, no caso da condução de curto circuito, temos 60 A, o que sensibilizará o disjuntor em, aproximadamente, 4 segundos, ficando uma condição semelhante aos atuais projetos.
Figura 36 - Disjuntor SCHNEIDER e sua curva de atuação
Fonte: SCHNEIDER, 2018.
4.1.3 Chaveamento através de MOSFETs
Buscando uma alternativa ao projeto atualmente em uso, propõem-se o chaveamento das fontes A e B através do uso de transistores MOSFETs, colocados no lugar de cada diodo.
4.1.3.1 Circuito principal
No projeto, foi estudado o MOSFET IRFPS40N60K e, de acordo com as informações contidas em folhas de dados,esse dispositivo suporta uma corrente de condução contínua de 40 A e 160 A de surto. Essas são maiores que a corrente nominal dos disjuntores de proteção. Além disso, esse dispositivo suporta uma tensão Dreno-Source (VDSS) de 600 V, abaixo dos 1200 V suportado pelo diodo atual. Não foi identificada a necessidade de esse dispositivo suportar tensão em níveis elevados, pois o projeto prevê o uso de diodo de roda livre para evitar que energia acumulada em bobinas produzam no momento da desenergização dos circuitos, altas tensões nos terminais dos MOSFETs.
Segundo Malvino (2018), os MOSFETS podem trabalhar na região ôhmica e região ativa. Analisando essas condições apontadas pelo autor da obra, foi optado por se trabalhar na região ôhmica, evitando o custo de agregar fontes auxiliar no circuito. Portanto, para a polarização do gatilho desses dispositivos, foi proposto um circuito divisor de tensão.
Na modelagem do circuito, apresentado na Figura 37, o MOSFET é simulado como uma resistência variável. A tensão medida entre os dois resistores de 100 K polarizam o MOSFET que secciona o +66,9 V e o mesmo acontece no ramo que secciona o -66,9 Vcc.
Figura 37 - Modelagem circuito dos MOSFETs
Fonte: Elaboração do autor, 2018.
A condução desse dispositivo irá variar conforme a tensão proporcionada pelos divisores de tensão, que dependerá da carga e do nível de condução do MOSFET.
Para a análise da viabilidade do circuito, foram observados os dois extremos do seu funcionamento:
1. Com a carga desligada, onde não há tensão gerada no circuito divisor e, consequentemente, os MOSFET, podem ser considerados abertos.
2. O outro extremo seria cada MOSFET conduzindo perfeitamente. Essa situação não pode ser alcançada na prática, pois isso anula o funcionamento dos resistores de 100 K, não permitindo a geração da tensão de disparo.
A análise ideal do circuito não pode ser feita através desse simples modelo. Para cumprir essa tarefa, o circuito proposto será simulado no Proteus 8 Demonstration na etapa desenvolvimento da solução e, nessa etapa, implementar as adequações necessárias.
Dando continuidade ao estudo dessa solução, já foi percebido que haverá dissipação de potência e queda de tensão nesses transistores. O calor gerado poderá ser contornado pela instalação de dissipadores. Quanto à queda de tensão, fato mais preocupante, essa levou ao estudo da carga que será alimentada com foco na tensão mínima.
Conforme pesquisa nos catálogos dos fabricantes, para os componentes, utilizados nos painéis, que representa a carga, a alimentação nominal é de 125 Vcc.
A tensão pode variar, de 80% à 110% analisando os relés auxiliares FINDER. Baixar até 82 Vcc, sem causar a perda da identificação do nível lógico “1”, das entradas binárias das unidades de controle.
E para os multimedidores YOKOGAWA variar entre 85 e 265 Volts.
Esses são os equipamentos padrões utilizados em todos os painéis nos quais se deseja aplicar a melhoria.
4.1.3.2 Lógica auxiliar de controle dos MOSFETs
Analisando o modelo, lembrando que esse será usado em cada alimentador e que, em condições normais de operação, as Barras A e B permanecem energizadas todos os MOSFETs entram em condução. Isso deixa evidente a necessidade da adoção de uma lógica de controle para priorizar uma das fontes e chavear para a outra em caso da perda da fonte prioritária.
A opção selecionada foi usar micro relés que monitoram a tensão de cada barra e chaves que permitem selecionar a fonte prioritária.
A lógica, Figura 38, mostra que, estando qualquer uma das fontes como prioritária, em caso de falta de tensão no barramento ativo, a subtensão detecta o problema e imediatamente liga os MOSFETs da barra não prioritária.
Isto atende ao requisito atual da não perda de alimentação da carga em caso de falha em uma das fontes.
Indiretamente, essa lógica adiciona uma melhoria ao permitir a distribuição de carga entre os barramentos. Atualmente, isso não é controlado, pois depende somente da diferença do nível da tensão dos dois barramentos que é entregue à ponte de diodos. Esse nível sofre influência da regulação de tensão imposta pelo retificador e das quedas de tensão promovida pelas ligações elétricas das barras até a ponte de diodos.
Para evitar ao máximo o desligamento de todos os MOSFETs, as chaves DIP devem ser de tipo fechar antes de abrir, permitindo ligar o MOSFET desejado antes de desligar o MOSFET atualmente ligado.
Figura 38 - Lógica de seleção de fontes
Fonte: Elaboração do autor, 2018.
4.1.3.3 Diodo de roda livre
O estudo leva em consideração o comportamento do circuito, frente a possibilidade de chavear cargas indutivas. Tomou-se esse cuidado, pois há muitos relés nos circuitos alimentados.
Geralmente, cada relé possui seu próprio diodo de roda livre, porém a extensa cablagem que interliga esses relés, dentro de diversos painéis, em corrente contínua, pode criar uma indutância significativa, a qual, embora não faça parte deste estudo, precisa ser considerada no projeto.
A Figura 39 mostra o resultado de uma simulação em que ocorre o chaveamento de um indutor de 35 mH alimentado por uma corrente de 12 A em corrente contínua. Sem o diodo instalado, a tensão dá um pico superior à 500 V, escala máxima de medição do osciloscópio do simulador.
Já, na Figura 40, a simulação do mesmo circuito, agora com diodo de roda livre, apresenta um desligamento da carga sem a presença de surto de tensão.
Figura 39 - Simulação do chaveamento de indutor sem diodo de roda livre
Figura 40 - Chaveamento de carga indutiva com diodo de roda livre
Fonte: Elaboração do autor, 2018.
Nesse momento, cabe a observação do fato recorrente que acontece nas instalações das subestações: A queima de fontes CC/CC durante desligamento de barramentos de 125 Vcc. A causa desse problema ainda não foi efetivamente estuda, porém esse trabalho leva a suspeitar que isso esteja relacionado ao chaveamento de cargas indutivas que causam sobretensões no barramento de 125 Vcc.
