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UNIVERSIDADE ESTADUAL DO OESTE DO PARANÁ - UNIOESTE
CENTRO DE ENGENHARIAS E CIÊNCIAS EXATAS
CAMPUS DE FOZ DO IGUAÇU
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
ANÁLISE DO DESEMPENHO DOS DISJUNTORES DE ALTA TENSÃO
INSTALADOS NA SUBESTAÇÃO ISOLADA A GÁS SF6 DA USINA
HIDRELÉTRICA DE ITAIPU
MAURO DISNER GIRARDI
FOZ DO IGUAÇU/PR
2013
MAURO DISNER GIRARDI
ANÁLISE DO DESEMPENHO DOS DISJUNTORES DE ALTA TENSÃO
INSTALADOS NA SUBESTAÇÃO ISOLADA A GÁS SF6 DA USINA
HIDRELÉTRICA DE ITAIPU
FOZ DO IGUAÇU/PR
2013
Relatório de estágio apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica da Universidade Estadual do Oeste do Paraná, como parte dos requisitos para obtenção do título de Engenheiro Eletricista.
Orientador: Prof. MSc. José Guilherme Rodrigues Filho
Supervisor Técnico: Eng. MSc. José Guilherme Rodrigues Filho
AGREDECIMENTOS
Primeiramente agradeço a minha mãe, meu padrasto e minha esposa, pelos conselhos e grande
apoio ao longo do curso.
Ao Centro de Engenharias e Ciências Exatas (CECE) da Universidade Estadual do Oeste do Paraná
(UNIOESTE) - Campus de Foz do Iguaçu, pela estrutura, formação e comprometimento de seus
docentes e colaboradores, que se resume na formação de excelentes profissionais.
À ITAIPU Binacional, em especial a Divisão de Engenharia de Manutenção Elétrica (SMIE.DT) e
Divisão de Manutenção de Equipamentos de Transmissão (SMMT.DT), pelo tempo dedicado e
conhecimento transferido.
“No meio da confusão, encontre a
simplicidade. A partir da discórdia, encontre
a harmonia. No meio da dificuldade reside a
oportunidade.”
Albert Einstein
RESUMO
GIRARDI, M. D (2013). Análise do Desempenho dos Disjuntores de Alta Tensão Instalados
na Subestação Isolada a Gás SF6 da Usina Hidrelétrica de ITAIPU. Relatório de Estágio
(Graduação) - Curso de Engenharia Elétrica da Universidade Estadual do Oeste do Paraná -
UNIOESTE, Foz do Iguaçu, 2013.
Para reduzir custos com manutenção, muitas concessionárias e indústrias estão deixando de
lado práticas tradicionais baseadas no tempo em serviço ou número de operações, em favor da
manutenção centrada em confiabilidade e abordagens baseadas em condições do
equipamento. Neste sentido, equipamentos são associados a uma base de informação, que
inclui monitores de condição e empregam processamento matemático para fornecer um
quadro completo da situação do equipamento. Com base neste conceito, este trabalho
apresenta a análise do desempenho dos disjuntores de alta tensão instalados na Subestação
Isolada a Gás (GIS) SF6 da Usina Hidrelétrica de ITAIPU através do Sistema de
Monitoramento de Disjuntores (SMD).
Palavras-chave: Manutenção, Confiabilidade, Condições do equipamento, Base de informação,
Subestação Isolada Gás (GIS) SF6, Análise de desempenho, Disjuntores.
ABSTRACT
GIRARDI, M. D (2013). Performance Analysis of Circuit Breakers Installed in Isolated SF6
Gas Substation of ITAIPU Hydroelectric Power Plant. Internship Report (Graduation) -
Course of Electrical Engineering from the State University of West Paraná - UNIOESTE, Foz
do Iguaçu, 2013.
To reduce maintenance costs, industries are setting aside traditional practices based on service
time and operation number, in order to adopt a computer focused on reliability and actual
conditions of these equipments. Thus, equipments are related to an information base, which
include quality monitor and mathematical processing to provide a complete framework. Based
on this concept, this paper presents the performance analysis of circuit breakers installed in
isolated SF6 Gas Substation of ITAIPU Hydroelectric Power Plant through the Monitoring
System of Circuit Breakers (SMD)
Keywords: Maintenance, Reliability, Conditions of these equipments, Information base, Gas
Insulated Substation (GIS) SF6, Performance analysis, Circuit breakers.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 - Organograma e Corpo Funcional. ............................................................................ 17
Figura 2 - Molécula do hexafluoreto de enxofre (SF6). ............................................................ 20
Figura 3 - Disposição dos equipamentos GIS. ......................................................................... 22
Figura 4 - Blindagem metálica. ................................................................................................ 22
Figura 5 - Junta de expansão. ................................................................................................... 23
Figura 6 - Blindagem e tubo condutor. ..................................................................................... 23
Figura 7 - Elementos de conexão. ............................................................................................ 24
Figura 8 - Disjuntor com isolamento de gás SF6 - GIS Itaipu. ................................................. 26
Figura 9 - Placa de identificação do disjuntor da Figura 8. ...................................................... 27
Figura 10 - Chave seccionadora GIS. ....................................................................................... 27
Figura 11 - Chave de aterramento GIS. .................................................................................... 28
Figura 12 - Placa de identificação pára-raios GIS. ................................................................... 29
Figura 13 - Transformador de corrente GIS. ............................................................................ 30
Figura 14 - Transformador de potencial indutivo. .................................................................... 31
Figura 15 - Bucha de transição SF6 - Ar. .................................................................................. 32
Figura 16 - Seção do pólo do disjuntor a SF6 da GIS. .............................................................. 35
Figura 17 - Detalhe câmara de extinção na manobra de abertura. ........................................... 36
Figura 18 - Mecanismo de acionamento - posição DESLIGADO (a), posição FECHADO (b).
.................................................................................................................................................. 38
Figura 19 - Visão disjuntor a SF6 da GIS. ................................................................................ 40
Figura 20 - Comportamento na abertura do contato principal. ................................................. 41
Figura 21 - Comportamento no fechamento do contato principal. ........................................... 41
Figura 22 - Comportamento em Trip free. ............................................................................... 42
Figura 23 - Esquema de ligação ensaio IM.EQ.062. ................................................................ 43
Figura 24 - Conjunto Eixo/Acoplamento/Encoder. .................................................................. 45
Figura 25 - Sistema Montado/Acoplado/Alinhado. .................................................................. 45
Figura 26 - TC Auxiliar. ........................................................................................................... 46
Figura 27 - Sensor de temperatura do reservatório de óleo. ..................................................... 47
Figura 28 - Sinais adicionais. ................................................................................................... 48
Figura 29 - UR: Marca ABB - Modelo Circuit Breaker Sentinel™. ........................................ 49
Figura 30 - Tela principal SMD. .............................................................................................. 49
Figura 31 - Tela de coleta de dados SMD. ............................................................................... 50
Figura 32 - Condições operativas CBS 04. .............................................................................. 50
Figura 33 - Curva típica: (a) Abertura - (b) Fechamento. ........................................................ 52
Figura 34 - Manobra de abertura1. ........................................................................................... 53
Figura 35 - Manobra de abertura 2. .......................................................................................... 53
Figura 36 - Manobra de abertura 3. .......................................................................................... 54
Figura 37 - Manobra de fechamento 1. .................................................................................... 55
Figura 38 - Manobra de fechamento 2. .................................................................................... 55
Figura 39 - Manobra de religamento. ....................................................................................... 56
Figura 40 - Manobra de fechamento. ....................................................................................... 57
Figura 41- Manobras de fechamento. ....................................................................................... 59
Figura 42 - Estatística: Formação da amostra .......................................................................... 60
Figura 43 - Estatística: Deslocamento total do polo em manobra de abertura. ........................ 61
Figura 44 - Estatística: Velocidade de deslocamento em manobra de fechamento.................. 61
Figura 45 - Estatística: Velocidade de deslocamento em manobra de abertura. ...................... 62
Figura 46 - Gráfico de operações: Parâmetro NPMT. .............................................................. 63
Figura 47 - Gráfico de operações: Parâmetro TOM. ................................................................ 64
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
A Contato elétrico do Disjuntor ELK SH3
ABB Asea Brown Boveri
AIS Air Insulated Substations
ANDE Administración Nacional de Eletricidad
AT Alta Tensão
B Contato elétrico do Disjuntor de potência ELK SH3
C Close
CBS Circuit Breaker Sentinel™
CC Close Coil (Bobina de fechamento do Disjuntor ELK SH3)
CECE Centro de Engenharias e Ciências Exatas
DT Diretoria Técnica
EAT Extra Alta Tensão
ELK SH3 Modelo do disjuntor de Fabricação/Marca ABB
GIS Gas Insulated Substation
IM Instrução de Manutenção
LASSE Laboratório de Automação e Simulação de Sistemas Elétricos
N2 Nitrogênio
NPM Número de partidas da motobomba
NPMSO Número de partidas da motobomba sem operação
NPMT Número de partidas da motobomba acumulativo
O Open
PD Partial Discharge
PTI Parque Tecnológico Itaipu
PVO Pequeno Volume de Óleo
SE Subestação
SF6 Hexafluoreto de enxofre
SMD Sistema de Monitoramento de Disjuntores
SMIE Divisão de Engenharia de Manutenção Elétrica
SMMT Divisão de Manutenção de Equipamentos de Transmissão
SOM Sistema de Operação e Manutenção
TC Transformador de Corrente
TC1 Trip Coil 1 (Bobina de acionamento 1 do Disjuntor ELK SH3)
TC2 Trip Coil 2 (Bobina de acionamento 2 do Disjuntor ELK SH3)
TOM Tempo de operação da motobomba
TP Transformador de Potencial
UHF Ultra High Frequency
UNIOESTE Universidade Estadual do Oeste do Paraná
UR Unidade Remota
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 15
1.1 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA ........................................................................ 16
1.2 JUSTIFICATIVAS ............................................................................................. 16
1.3 OBJETIVOS ....................................................................................................... 16
1.3.1 Objetivo geral ................................................................................................. 16
1.3.2 Objetivos específicos ..................................................................................... 16
1.4 INFORMAÇÕES GERAIS SOBRE A EMPRESA ........................................... 17
1.4.1 Local do estágio ............................................................................................. 18
2 SUBSESTAÇÃO ISOLADA A GÁS HEXAFLUORETO DE ENXOFRE (SF6) 19
2.1 GÁS HEXAFLUORETO DE ENXOFRE (SF6) ................................................ 20
2.2 ASPECTOS CONSTRUTIVOS GIS ................................................................. 21
2.3 EQUIPAMENTOS E COMPONENTES DA GIS ............................................. 22
2.3.1 Tubos e Barramentos ..................................................................................... 22
2.3.2 Disjuntores ..................................................................................................... 24
2.3.2.1 Manutenção de disjuntores ..................................................................... 26
2.3.3 Chave Seccionadora ....................................................................................... 27
2.3.4 Chaves de Aterramento .................................................................................. 28
2.3.5 Pára-raios ....................................................................................................... 28
2.3.6 Elementos de medição e controle na GIS ...................................................... 29
2.3.6.1 Transformador de Corrente (TC) ............................................................ 29
2.3.6.2 Transformador de Potencial (TP) ............................................................ 30
2.3.6.3 Monitor de gás do sistema ...................................................................... 31
2.3.6.4 Descargas Parciais .................................................................................. 31
2.3.7 Bucha de transição ......................................................................................... 32
3 CONSIDERAÇÕES GERAIS ................................................................................... 32
4 ESTAÇÃO DE MANOBRA GIS .............................................................................. 33
4.1 CARACTERÍSTICAS BÁSICAS ...................................................................... 34
4.2 DISJUNTOR A SF6 ............................................................................................ 35
4.2.1 Câmara de extinção - Manobra de abertura ou desligamento ........................ 36
4.2.2 Câmara de extinção - Manobra de fechamento ou ligação ............................ 36
4.2.3 Disjuntor a SF6 - Mecanismos de acionamento ............................................. 36
4.2.3.1 Manobra de abertura ou desligamento .................................................... 38
4.2.3.2 Manobra de fechamento ou ligação ........................................................ 39
4.2.4 Condições de operação do disjuntor a SF6 ..................................................... 39
5 MEDIÇÃO DE DESEMPENHO EM DISJUNTOR A SF6 .................................... 40
5.1 Métrica de avaliação do desempenho ................................................................. 41
5.1.1 Tempo de abertura (ta) ................................................................................... 41
5.1.2 Tempo de fechamento (tf) .............................................................................. 41
5.1.3 Tempo de "Trip free" (tc) ............................................................................... 42
5.1.4 Tempos de discordância entre pólos (td) ....................................................... 42
5.2 ENSAIO DE MEDIÇÃO DOS TEMPOS DE OPERAÇÃO ............................. 42
5.3 NOVO SISTEMA DE AVALIAÇÃO DOS DISJUNTORES ........................... 43
5.3.1 Implantação do Sistema de Monitoramento de Disjuntores (SMD) .............. 44
5.3.1.1 Encoder ................................................................................................... 44
5.3.1.2 Transformador de corrente auxiliar ........................................................ 46
5.3.1.3 Sensor de Temperatura ........................................................................... 47
5.3.1.4 Sinais adicionais...................................................................................... 47
5.3.1.5 Unidades Remotas .................................................................................. 48
5.3.1.6 Ambiente do Sistema de Monitoramento de Disjuntores (SMD) ........... 49
6 APLICAÇÃO E RESULTADOS .............................................................................. 51
6.1 CURVA TÍPICA DE ABERTURA/FECHAMENTO DO DISJUNTOR .......... 51
6.1.1 Manobra de abertura ...................................................................................... 52
6.1.2 Manobra de fechamento ................................................................................. 54
6.1.3 Manobra de religamento ................................................................................ 56
6.2 ANÁLISE POR MEIO DE CURVAS DE TENDÊNCIA ................................. 56
6.3 DIAGNÓSTICO POR MEIO DAS CURVAS DE TENDÊNCIA ..................... 57
6.3.1 Curva 2 versus Curva 1 .................................................................................. 57
6.3.2 Curva 3 versus Curva 1 .................................................................................. 58
6.3.3 Curva 4 versus Curva 1 .................................................................................. 58
7 ESTATÍSTICA ........................................................................................................... 60
7.1 GRÁFICO DE OPERAÇÕES ............................................................................ 62
8 CONCLUSÃO ............................................................................................................ 65
9 REFERÊNCIAS..........................................................................................................67
15
1 INTRODUÇÃO
Uma subestação é um conjunto de equipamentos de manobra e/ou transformação
e ainda eventualmente de compensação de reativos, que visa dirigir o fluxo de energia
elétrica em um sistema de potência possibilitando a sua diversificação através de rotas
alternativas, possuindo dispositivos de proteção capazes de detectar os diferentes tipos
de faltas que ocorrem no sistema e de isolar os trechos onde estas faltas ocorrem [1].
Neste cenário, o nível de tensão da energia elétrica é elevado ou reduzido a partir
da usina de geração até o consumidor final, por meio de subestações.
Em se tratando das subestações, tem-se: as de transmissão, com tensões
nominais de 170 kV até 800 kV, e subestações de distribuição, que baixam a tensão de
170 kV para o nível de média tensão exigido pelo cliente [2]. Das citadas, em referência
ao meio isolante, temos as subestações isoladas a ar e isoladas a gás.
As subestações isoladas a ar (AIS - Air Insulated Substations) fazem uso do ar
como meio isolante, podendo ter o arranjo dos equipamentos exposto ao tempo, assim
denominadas de Subestação Externa ou Ao Tempo, neste caso sujeita às intempéries
atmosféricas, os quais: desgastam os equipamentos, promovem variação do meio
isolante, requerendo manutenção mais frequente nos equipamentos. Todavia, quando a
instalação dos equipamentos da subestação se utiliza de edificações (ao nível do solo ou
abaixo dele), ela é denominada Subestação Interna ou Abrigada.
Em alternativa as AIS, tem-se as subestações isoladas a gás (GIS – Gas
Insulated Substation), que fazem uso de um gás como meio isolante. O gás em questão
é o Hexafluoreto de Enxofre (SF6), que fornece isolação elétrica e excelente resistência
ao arco elétrico. Quando em pressão atmosférica, o SF6 tem uma rigidez dielétrica 2,5
vezes melhor do que o ar, porém quando usado entre 3 e 5 vezes a pressão atmosférica,
pode atingir um patamar de 10 vezes a rigidez dielétrica do ar [3].
Assim sendo, as GIS isoladas a SF6 requerem quantidades menores de matéria
prima e proporcionam equipamentos compactos, o que permitiu uma redução da área
necessária para acomodar a subestação em até 70 por cento em comparação com a
instalação convencional isolada a ar (AIS). Consequentemente, o SF6 têm vantagens
importantes e parar de usá-lo representaria um retrocesso [3].
Logo, o fornecimento de energia sem interrupções depende da integridade dos
equipamentos da subestação que tem funcionamento silencioso e que por si só não
16
“avisam” sobre possíveis defeitos. A falta de manutençãopreventiva, de conservação e
de ajuste aumentam o risco de transtornos ao sistema elétrico [4].
Dentro deste contexto, é desejável a total disponibilidade operativa da
subestação, cabendo à manutenção o conhecimento pleno dos equipamentos que
constituem a subestação, que na prática, significa segurança na tomada de decisões.
1.1 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA
A integridade dos equipamentos (disjuntores, transformadores, chaves, válvulas,
motores, etc.) de uma subestação é de vital importância no fornecimento de energia
elétrica, dependendo de sua função na planta, e na ocorrência de falhas destes, prejuízos
materiais, econômicos e sociais, podem ser significativos.
1.2 JUSTIFICATIVAS
Buscar soluções rápidas e precisas, caso seja detectado qualquer tipo de
anomalia nos equipamentos inspecionados, para que a confiabilidade e a disponibilidade
operacional dos equipamentos seja mantida a um custo otimizado no menor prazo
possível.
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 Objetivo geral
Em vista a implantação de um sistema de monitoramento de desempenho em
manobra nos disjuntores de alta tensão instalados na subestação isolada a gás SF6, serão
avaliados dados obtidos por este novo sistema, visando assim garantir a confiabilidade
dos equipamentos envolvidos nas atividades de geração de energia elétrica.
1.3.2 Objetivos específicos
Acompanhamento do conjunto de atividades que envolvem a implantação de
um sistema de monitoramento de desempenho em disjuntores de alta tensão da
GIS SF6, caracterizando os componentes envolvidos na implantação;
Em razão dos dados obtidos pelas UR e processados pelo SMD, analisar o
quadro completo da condição operativa do disjuntor, definindo causas e
soluções para os desvios encontrados.
17
1.4 INFORMAÇÕES GERAIS SOBRE A EMPRESA
A ITAIPU é uma entidade binacional criada pelo Artigo III do tratado assinado
pelo Brasil e Paraguai, em 26 de abril de 1973, e têm como partes: a Centrais Elétricas
Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS, sociedade anônima de economia mista brasileira e a
Administración Nacional de Eletricidad - ANDE, entidade autárquica paraguaia.
O objetivo da ITAIPU é o aproveitamento hidrelétrico dos recursos hídricos do
Rio Paraná, pertencentes em condomínio aos dois países, desde e inclusive o Salto
Grande de Sete Quedas ou Salto de Guaíra até a foz do Rio Iguaçu [6]. Para tanto,
dispõem de 20 unidades geradoras e 14.000 MW de potência instalada, fornece cerca de
17,3 % da energia consumida no Brasil e 72,5 % do consumo paraguaio [7].
A ITAIPU tem a incumbência de entregar a energia produzida na usina até os
pontos de conexão com o Sistema Interligado. No lado brasileiro a conexão é localizada
na subestação de Foz do Iguaçu de propriedade de Furnas, e no lado paraguaio, a
conexão é realizada na subestação Margem Direita, situada na área da usina de Itaipu. A
transmissão da energia até os centros de consumo é de responsabilidade de Furnas
Centrais Elétricas, no Brasil, e Ande, no Paraguai [8].
Ademais, ITAIPU tem sedes em Brasília, Capital da República Federativa do
Brasil, e em Assunção, Capital da República do Paraguai.
O Organograma e Corpo Funcional da ITAIPU segue exposto na Figura 1.
Figura 1 - Organograma e Corpo Funcional.
Fonte: ITAIPU, 2013.
18
1.4.1 Local do estágio
Este relatório de estágio foi desenvolvido na Divisão de Engenharia de
Manutenção Elétrica (SMIE), vinculada a Diretoria Técnica (DT), abreviada por
SMIE.DT.
A SMIE.DT, têm como atribuições [9]:
a) Planejar as manutenções periódicas e subsidiar soluções para as
aperiódicas de equipamentos e sistemas elétricos da Usina, Subestações e
Linhas de Transmissão da Área Industrial, definindo e atualizando os
métodos, procedimentos e documentação técnica, fornecendo todas
informações necessárias à área executora, inclusive a disponibilidade de
materiais de reserva, de acordo com o Sistema de Operação e
Manutenção (SOM);
b) Executar análise de desempenho de equipamentos e sistemas elétricos da
Usina, Subestações e Linhas de Transmissão da Área Industrial, baseado
no acompanhamento das manutenções periódicas e aperiódicas assim
como desenvolver estudos visando a melhoria permanente na
performance desses equipamentos e sistemas;
c) Desenvolver e implantar novas técnicas de análise, monitoramento,
detecção e diagnóstico de defeitos e/ou falhas aplicadas à
manutenção/comissionamento dos equipamentos e sistemas elétricos da
Usina, Subestações e Linhas de Transmissão da Área Industrial;
d) Definir e propor à área de engenharia de projeto as modificações e
alterações em equipamentos e sistemas elétricos da Usina, Subestações e
Linhas de Transmissão da Área Industrial, que requeiram reanálise de
concepção de projeto;
e) Coordenar o comissionamento dos equipamentos e sistemas elétricos da
Usina, Subestações e Linhas de Transmissão da Área Industrial,
elaborando os procedimentos, planejando, participando e fornecendo
suporte técnico para a área de execução e analisando e aprovando os
resultados;
f) Definir e estabelecer os procedimentos técnicos para grandes reparos,
ensaios especiais e modificações nos equipamentos e sistemas elétricos
da Usina, Subestações e Linhas de Transmissão da Área Industrial,
acompanhando sua execução;
19
g) Especificar a classe de inspeção para os equipamentos e materiais a
adquirir ou reparar;
h) Definir ajustes relativos aos serviços auxiliares de tensão menor ou igual
a 13,8 kV (exceto interligações);
i) Definir restrições técnicas dos equipamentos e sistemas elétricos da
Usina, Subestações e Linhas de Transmissão da Área Industrial,
consolidando as limitações operativas com a área de Operação;
j) Coordenar e controlar os serviços de manutenção da Área Industrial
executados por terceiros, e participar, quando necessário, de inspeção de
equipamentos e sistemas nas instalações dos fornecedores com a
Superintendência de Materiais da Diretoria Financeira;
k) Desenvolver estudos especializados através de parcerias/convênios com
Centros de Pesquisas e Universidades.
Dentre as atribuições que seguem citadas acima, este estágio deu ênfase aos itens
“b” e “c”, no âmbito da GIS SF6 e especificamente aos disjuntores de alta tensão.
2 SUBSESTAÇÃO ISOLADA A GÁS HEXAFLUORETO DE ENXOFRE (SF6)
As GIS podem ser compreendidas como “o envolvimento dos condutores e das
partes dos equipamentos sujeitos a AT/EAT por uma camada isolante gasosa de SF6
contida por blindagem metálica aterrada e subdividida em compartimentos” [15].
Quando comparadas às AIS, são diferentes na aparência, nas dimensões, nos
custos e até no comportamento elétrico, ou seja, as diferenças construtivas afetam todos
os aspectos técnicos e econômicos da subestação.
As principais motivações para o desenvolvimento das subestações isoladas a SF6
foram a limitação de espaço em zonas urbanas, impeditiva para instalações
convencionais, seja por razões econômicas ou físicas, além da necessidade de contornar
condições ambientais adversas existentes em certos locais, que implicavam na redução
da confiabilidade das instalações convencionais ou aumento impraticável dos serviços
de manutenção.
Também a possibilidade de instalação em locais como usinas subterrâneas,
barragens e túneis, locais onde não seria possível instalar subestações convencionais, é
outro aspecto positivo das GIS [15].
20
2.1 GÁS HEXAFLUORETO DE ENXOFRE (SF6)
As pesquisas acerca das propriedades do hexafluoreto de enxofre (SF6) datam do
início do século XX, quando da sua síntese (1), mas suas aplicações industriais foram
estudadas apenas a partir de 1937, nos Estados Unidos da América. O SF6 trata-se de
um gás não combustível, incolor, inodoro e quimicamente inerte até cerca de 500 °C.
Além disso, sua estrutura química possui elevada estabilidade que torna o gás um
excelente dielétrico.
3 → 262 (1)
Quando em pressão atmosférica, o SF6 tem uma rigidez dielétrica 2,5 vezes
melhor do que o ar, porém quando usado entre 3 e 5 vezes a pressão atmosférica, pode
atingir um patamar de 10 vezes a rigidez dielétrica do ar [3].
Figura 2 - Molécula do hexafluoreto de enxofre (SF6).
Fonte: Adaptado [10].
A intensificação das pesquisas para aplicação do SF6 ocorreu por volta de 1938,
após o estabelecimento de um processo industrial para fabricar o gás, culminando na
construção dos primeiros disjuntores de AT a SF6 em 1953 e a primeira subestação
blindada em 1965. O desenvolvimento dos equipamentos com a tecnologia do SF6 se
desenvolveu posteriormente em indústrias japonesas e europeias, que despontaram
nesse tipo de mercado.
Uma das preocupações acerca das subestações que empregam o SF6 é com
relação ao vazamento desse gás, com alto potencial de efeito estufa, para a atmosfera.
No entanto, com a evolução tecnológica dos equipamentos, essas emissões vêm se
reduzindo a valores desprezíveis, nos estágios de fabricação, montagem,
comissionamento e manutenção.
Ademais, a utilização do SF6 tem ampla difusão em áreas como hospitalar (em
centros cirúrgicos oftalmológicos), na mineração (como gás traçador, na mensuração
21
das taxas de emissão de outros gases), acústica (produzindo melhoras substanciais em
auto-falantes), e outras [27].
2.2 ASPECTOS CONSTRUTIVOS GIS
A blindagem, que serve de invólucro para o gás, também tem funções de
elemento estrutural, superfície equipotencial aterrada, barreira de proteção contra acesso
às partes vivas e, na execução multiaterrada, também a de condutor onde possam
circular continuamente as correntes induzidas [18].
O SF6 sobre pressão nos invólucros garante uma redução significativa do espaço
necessário entre as partes energizadas e pontos metálicos. Por exemplo, um condutor
tubular de 500 kV isolado em SF6 fica a cerca de 20 cm da tubulação aterrada, enquanto
o mesmo condutor isolado a ar deve ficar a 3 metros das estruturas aterradas e a 7
metros em relação ao solo. Como consequência, a GIS possui dimensões lineares, de
área e volumes reduzidas.
Enquanto uma subestação convencional, AIS, é composta por uma série de
equipamentos e materiais produzidos de forma independente, com separação das tarefas
de projeto, fabricação e montagem, a GIS, por outro lado é formada por um conjunto de
partes inter-relacionadas montada e ensaiada completa na fábrica do fornecedor,
principal responsável por todo o processo de projeto, coordenação entre as partes e a
montagem na obra [27].
A necessidade de conter o gás em pressão adequada exige além da
estanqueidade dos compartimentos a supervisão a fim de evitar a redução da tensão
suportável. A divisão dos compartimentos pode ser por blocos funcionais, ou seja,
trecho entre dois seccionamentos sucessivos, neste caso a menor parte da SE que pode
ser isolada para manutenção. O ideal seria separar a isolação gasosa de equipamentos
diferentes como seccionadores e disjuntores para evitar a influência de um sobre o
outro, no entanto, quanto maior o número de compartimentos, maiores os custos, a
possibilidade de vazamentos e a sobre pressão sob efeito do arco interno.
22
Figura 3 - Disposição dos equipamentos GIS.
Fonte: Adaptado [12].
2.3 EQUIPAMENTOS E COMPONENTES DA GIS
2.3.1 Tubos e Barramentos
Em uma subestação blindada todas as partes energizadas são protegidas por uma
blindagem metálica (Figura 4), que conterá os disjuntores, chaves, TCs, TPs,
barramentos, etc. A blindagem metálica podem ser de alumínio, utilizada na maioria das
GIS, ou de aço. O alumínio, além de reduzir o peso da subestação como um todo,
oferece uma boa resistência a corrosão e a decomposição do gás SF6 por efeito do arco
elétrico, por esta razão, não necessitam de nenhuma proteção interior, minimizando o
risco de criar partículas indesejadas [27].
Figura 4 - Blindagem metálica.
Fonte: Adaptado [12].
Para compensar as dilatações térmicas e as tolerâncias de montagem entre os
distintos módulos (tubos) são inseridos ao longo da instalação juntas de expansão do
tipo fole (Figura 5).
23
Figura 5 - Junta de expansão.
Fonte: ITAIPU, 2013.
As partes energizadas, condutores rígidos, são isoladas da blindagem por
isoladores de resina sintética (ou outro material adequado) sendo o volume restante
preenchido com SF6, conforme indicado na Figura 6.
Figura 6 - Blindagem e tubo condutor. Fonte: Adaptado [13].
Na fabricação do condutor rígido utiliza-se o cobre ou as ligas de alumínio.
Dentre estes dois materiais o alumínio é o material mais empregado, em AT e EAT,
com preferência por um tubo oco de seção circular, minimizando o efeito pelicular
(skin) e o efeito corona. O comprimento de uma secção, que equivale a distância entre
flanges, é normalmente limitada pela extensão permitida entre os contatos condutores e
isoladores de suporte,a cerca de 6 m [25]. Os tubos condutores se conectam entre si por
meio de contatos de pressão que asseguram a condutividade elétrica, ao tempo que
absorvem a expansão térmica e eventuais movimentos angulares, evitando a transnissão
de esforços aos isoladores que os suportam [27].
Em ITAIPU, na otimização do projeto da GIS, a distância entre isoladores de
suporte dos condutores (espaçadores) foi aumentada de 6 m para 10 m. Para manter a
necessária rigidez, o diâmetro do condutor também foi aumentado de 160 mm para 246
mm. O diâmetro menor foi mantido apenas para trechos curtos.
24
O aumento no diâmetro do condutor foi possível sem mudar de forma
proporcional o diâmetro do invólucro.
Entretanto, teve os seguintes efeitos [28]:
Redução da impedância de surto e aumento da capacitância das seções de
teste, que resultou em avarias mais severas por descargas na superfície
dos espaçadores durante “flashovers”;
Aumento das tensões de campo elétrico no invólucro e, pelo menos
teoricamente, o equipamento tornou-se mais sensível à presença de
partículas condutoras e a imperfeições na superfície do invólucro.
A necessidade de alterar o sentido dos condutores e permitir derivações ao longo
de um trecho é viabilizada por meio de elementos de conexão (Figura 7), que buscam
configurar a instalação em função da disposição dos equipamentos e limitações fisicas
do local.
Ao longo da instalação, válvulas especiais permitem detectar fuga de gás, e
possibilitam efetuar manutenção nos equipamentos sem necessidade de remover
grandes volumes de gás.
Figura 7 - Elementos de conexão.
Fonte: Adaptado [24].
2.3.2 Disjuntores
Os primeiros disjuntores de SF6 eram do tipo “dupla pressão”, baseados no
funcionamento dos disjuntores a ar comprimido. O SF6 era armazenado num recipiente
de alta pressão (aproximadamente 16 bars) e liberado sobre a região entre os contatos do
disjuntor. A principal diferença com relação aos disjuntores a ar comprimido consistia
no fato do SF6 não ser descarregado para a atmosfera após atravessar as câmaras de
interrupção, e sim para um tanque com SF6 a baixa pressão (aproximadamente 3 bars).
25
Assim, o gás a alta pressão era utilizado para interrupção do arco e o SF6, a baixa
pressão, servia à manutenção do isolamento entre as partes energizadas e a terra. Após a
interrupção, o gás descarregado no tanque de baixa pressão era bombeado novamente
para o reservatório de alta pressão, passando por filtro de alumina ativada para remoção
de produtos da decomposição do SF6.
As principais desvantagens dos disjuntores a SF6 a dupla pressão eram a baixa
confiabilidade dos compressores de gás e a tendência do SF6 a liquefazer-se à
temperatura ambiente quando comprimido (a temperatura de liquefação do gás a 16 bars
é 10oC), o que tornava necessário instalar aquecedores no reservatório de alta pressão
com consequente aumento da complicação e redução da confiabilidade. Essas
desvantagens levaram ao desenvolvimento do disjuntor tipo “puffer”, que será descrito a
seguir, atualmente adotado pela maioria dos fabricantes de disjuntores a SF6.
Os disjuntores tipo “puffer” ou do tipo “impulso” são também denominados de
“pressão única” porque o SF6 permanece no disjuntor, durante a maior parte do tempo, a
uma pressão constante de 3 a 6 bars, servindo ao isolamento entre as partes com
potenciais diferentes. A pressão necessária à extinção do arco é produzida em cada
câmara por um dispositivo tipo “puffer” formado por um pistão e um cilindro, em que
um desses dois elementos ao se movimentar desloca consigo o contato móvel e
comprime o gás existente no interior do cilindro. A compressão do SF6 por esse
processo produz pressões da ordem de 2 a 6 vezes a pressão original no intervalo entre a
separação dos contatos e o fim do movimento do gás, assim comprimido, é forçado a
fluir entre os contatos e através de uma ou duas passagens (“nozzles”), extinguindo o
arco de forma semelhante ao dos disjuntores de dupla pressão.
Os disjuntores de pressão única são de projeto mais simples que os de dupla
pressão e dispensam a instalação de aquecedores para impedir a liquefação do SF6,
sendo consequentemente mais econômicos e mais confiáveis. O desenvolvimento e a
difusão dos disjuntores a SF6 estão ligados aos desenvolvimentos das técnicas de
selagem dos recipientes e detecção de vazamentos de gás. Os projetos ocorridos nesses
terrenos já permitem reduzir o escape de SF6 nos disjuntores a níveis inferiores a 1 %
por ano. Os avanços tecnológicos têm permitido aos disjuntores a SF6 tornarem-se
crescentemente competitivos em relação aos do tipo a ar comprimido e PVO, sendo
provável que, em futuro próximo, esses disjuntores ocupem uma posição dominante no
mercado, pelo menos para certas faixas de tensão. Da mesma forma que nos disjuntores
a ar comprimido, os disjuntores a SF6 devem ser providos de dispositivos para indicar a
26
ocorrência de pressões inferiores a determinados níveis mínimos e intertravamentos
para impedir sua operação em condições perigosas de sub ou sobre pressão.
2.3.2.1 Manutenção de disjuntores
A manutenção dos disjuntores requer cuidados com os seguintes componentes:
meio isolante, contatos, buchas, atuadores mecânico e circuitos auxiliares.
A parte mecânica requer cuidados especiais, pois dela depende o bom
desempenho do disjuntor, devendo ser verificada, no teste de recepção e após
manutenções, ou até mesmo preventivamente.
Também, devem ser realizados testes de medição dos tempos de abertura e
fechamento. Outras verificações importantes para a manutenção são [18]:
Resistência ôhmica dos contatos principais;
Contatos auxiliares;
Resistores de fechamento (se existirem).
Nos disjuntores de corrente alternada de alta e extra alta tensão (Figura 8), é
necessário realizar ensaios mais elaborados. Estes ensaios são executados não só na
recepção, mas também após trabalhos de revisão mecânica e/ou elétrica ou de
manutenção corretiva [18].
Figura 8 - Disjuntor com isolamento de gás SF6 - GIS Itaipu.
Fonte: GIS ITAIPU - Autor.
27
Figura 9 - Placa de identificação do disjuntor da Figura 8.
Fonte: GIS ITAIPU - Autor.
2.3.3 Chave Seccionadora
Chave seccionadora consiste em um dispositivo destinado a isolar (seccionar)
partes de circuitos elétricos, viabilizando atividades de manutenção, transferência de
cargas. Como é uma chave de acionamento e manobra, e não um dispositivo automático
de proteção, ela é capaz de suportar correntes de curto-circuito por um dado período de
tempo, mas não de seccioná-las, sem que sejam danificados os contatos [20].
Nas GIS, as seccionadoras são alojadas em compartimento próprio, estanque,
tendo uma abertura por fase mediante contato móvel com movimento axial de
translação (Figura 10).
Figura 10 - Chave seccionadora GIS.
Fonte: GIS ITAIPU - Autor.
28
2.3.4 Chaves de Aterramento
Chaves de aterramento consistem em mecanismos que na posição aberta
asseguram uma distância de isolamento entre as partes energizadas e a terra, e na
posição fechada garantem a continuidade com a terra de componentes do sistema em
manutenção. Podem estar incorporadas as chaves seccionadoras, ou inseridas ao longo
do sistema.
Figura 11 - Chave de aterramento GIS.
Fonte: GIS ITAIPU - Autor.
2.3.5 Pára-raios
Tem por objetivo proteger a instalação contra sobretensões elevadas causadas
por eventos decorrentes da operação do sistema elétrico (manobras de chaves
seccionadoras e disjuntores) e de descargas atmosféricas, reduzindo o nível de
sobretensão a valores compatíveis com a suportabilidade desses sistemas [14]. Os pára-
raios das GIS tendem a ser semelhantes aos convencionais (resistência não linear de
metal-óxido- ZnO), exceto pela imersão do mesmo em SF6, além da dimensão e arranjo
construtivo.
29
Figura 12 - Placa de identificação pára-raios GIS.
Fonte: GIS ITAIPU - Autor.
2.3.6 Elementos de medição e controle na GIS
É de interesse a operação da GIS dentro de limites pré estabelecidos, que são
assegurados por meio de dispositivos que permitem a medição das principais grandezas
envolvidas no processo de geração. Estes dispositivos atuam no sentido de monitorar a
qualidade e a segurança no fornecimento de energia elétrica.
O conceito geral dos instrumentos de medição inseridos na GIS consiste em
fornecer grandezas suficientemente reduzidas e isoladas do circuito principal de forma a
possibilitar o seu uso por equipamentos de medição, controle e proteção. No contexto da
GIS, merece destaque a medição de:
Tensão;
Corrente;
Descargas parciais;
Pressão / Temperatura / Densidade / Umidade de SF6;
2.3.6.1 Transformador de Corrente (TC)
Os transformadores de corrente das GIS são do tipo de bucha, ou seja, consistem
de um núcleo em forma de anel (núcleo toroidal), com enrolamentos secundários. O
núcleo fica situado ao redor de uma “bucha” de isolamento, através da qual passa um
condutor, que substituirá o enrolamento primário. Estes TCs podem ser alojados ao
30
longo de barramentos ou em compartimentos próprios, ou ainda nos compartimentos
dos disjuntores e conexões [24][25].
Figura 13 - Transformador de corrente GIS.
Fonte: GIS ITAIPU - Autor.
2.3.6.2 Transformador de Potencial (TP)
Nas GIS podem ser utilizados transformadores de potencial (TP) do tipo
indutivo ou capacitivo, com isolamento tipo seco (resina moldada) ou em SF6.
Os TPs de enrolamento indutivo estão contidos no seu próprio compartimento de
SF6, separados de outras partes da instalação (Figura 14). A porção ativa é constituída
por um núcleo rectangular,sobre a qual são colocados os enrolamentos secundários e o
enrolamento de alta tensão, sendo o enrolamento primário envolvido por um filme
plástico isolante imerso em SF6. Podem ser previstos até dois enrolamentos secundários,
para medições adicionais visando monitoramento de falhas [23][24][25].
31
Figura 14 - Transformador de potencial indutivo.
Fonte: Adaptado [24].
2.3.6.3 Monitor de gás do sistema
A capacidade de isolamento e interrupçãodo gás SF6 depende da densidade estar
a um nível mínimo estabelecido por ensaios e projetos. Tendo em vista que fatores
externos como variação da temperatura e eventuais vazamentos, podem alterar a pressão
de SF6, sistemas de monitoramento mecânico ou eletroeletrônicos são requeridos.
Se precavendo de condições adversas, a GIS é mantida com SF6 a uma
densidade acima da densidade mínima, de modo que 5 a 20 % do gás pode ser perdida
antes que o desempenho da GIS seja comprometido [25].
O sistema monitor de gás proporciona alarmes de perda de gás,e seus sinais
(contatos elétricos) podem ser utilizados para operar disjuntores e seccionadores,
isolando a falha e evitando danos maiores ao sistema.
Sistemas microprocessados de medição podem fornecer relatórios completos
indicando: pressão, temperatura, densidade, e mesmo a percentagem do teor de SF6
adequada. Estes podem também calcular a taxa a que se perde SF6.
2.3.6.4 Descargas Parciais
A descarga parcial, do inglês Partial Discharge (PD) é uma falha dielétrica
localizada em uma pequena porção de sólido, líquido ou gás do sistema de isolação
elétrica que estiver submetido à alta tensão.
Existem várias maneiras de detectar uma descarga parcial em GIS, como por
exemplo, através de: acopladores UHF, emissão de luz ou de som, produtos químicos, e
métodos elétricos. Com a possibilidade de evitar a descarga parcial ou predizer quando
uma possível falha no isolamento pode ocorrer, a GIS de ITAIPU possui equipamentos
capazes de cumprir com essas tarefas. Esses equipamentos são chamados de
32
acopladores UHF, os quais em conjunto com sistemas microprocessados permitem o
monitoramento contínuo de trechos que dispõem do sistema instalado.
2.3.7 Bucha de transição
As conexões de entrada e saída são vistas como descontinuidades, pois há
interrupção da blindagem e mudança no isolamento, o que reconfigura o campo elétrico
e requer muito cuidado para não se tornar um ponto fraco na GIS. Nos pontos de
conexão às vias aéreas, são utilizadas buchas de transição [25].
As buchas de transição são fabricadas em porcelana, na configuração de um
cone oco, o qual é mantido pressurizado com gás SF6, o condutor segue da base para
cima através do centro, e alcança a extemidade de metal, que possibilita a conexão de
um condutor nú, que por sua vez fica exposto à atmosfera.
Figura 15 - Bucha de transição SF6 - Ar.
Fonte: Adaptado [25].
3 CONSIDERAÇÕES GERAIS
A utilização do gás SF6 como meio isolante em GIS leva a reduções
significativas nas dimensões da subestação, desta forma áreas menores são requeridas
quando comparadas a construção de AIS de mesmo porte, representando vantagens em
aspectos sociais (desapropriação de áreas), ambientais e econômicos, evidenciados
principalmente nas fases iniciais de projeto.
33
A vantagem do desenvolvimento local de GIS fica evidente ao passo que a
tensão do sistema aumenta, haja vista que maiores distâncias de isolamento são
necessárias, requerendo maiores áreas para disposição adequada dos equipamentos.
Comparações de custo de AIS versus GIS para uma mesma base instalada em
345 kV, sinalizam para custos iguais.Para tensões mais elevadas, é esperado que a
instalação de GIS seja mais econômica que a de uma AIS [25].
A operação da GIS é confiável e a vida útil extensa. As partes internas,
condutores, estão bem protegidas no interior da blindagem metálica, que deve ser
fabricada com material adequado, a fim de minimizar os efeitos de eventuais corosões
bem como suportar os esforços mecânicos requeridos na operação.
Em se tratando da manutenção da GIS, equipamentos como chaves de
aterramento, seccionadoras e disjuntores merecem cuidados especiais. O desgastedeste
está relacionado ao número de operações, nível e tempo das correntes de carga ou de
curto circuito que foram interrompidas. Os mecanismos de funcionamento externos e
sistemas de monitoramento de gás e descargas parciais devem ser inspecionados
visualmente ou por meio de software, com a frequência de inspeção determinada pela
experiência [25].
No que diz respeito a operação, deve ser levado em conta o treinamento dos
oepradores e a possibilidade de intertravamento entre chaves de terra e seccionadoras.
Falhas internas podem causar danos graves no interior da GIS, que não podem ser
facilmente ou rapidamente reparados.
Vale citar a tendência atual de “manobras com tecnologia mista” onde
equipamentos a base de SF6, vem sendo utilizados em conjunto com equipamentos
isolados a ar, esta abordagem é especialmente adequada para a expansão de uma AIS
existente sem ampliar a área da subestação [25].
As GIS certamente se apresentam como uma solução eficaz, quando a utilização
de subestações convencionais não é aplicável, naturalmente um estudo criterioso de
custos e reembolsos deve ser realizado de forma a apontar a melhor solução.
4 ESTAÇÃO DE MANOBRA GIS
A estação de manobra de 500 kV de ITAIPU tem 54 disjuntores para proteção e
manobra de 20 transformadores dos geradores, 2 transformadores auxiliares, 8 linhas
aéreas e 4 seções de barramento.
34
O equipamento de manobra isolado a gás de 500 kV contava com uma
experiência ainda relativamente limitada ao tempo da preparação da especificação para
a concorrência para o equipamento GIS de ITAIPU (1978 - 1979). Com isso, a seleção
deste tipo de equipamento foi precedida por um estudo minucioso envolvendo visitas a
fabricantes e instalações existentes em diversos lugares do mundo, antes de escrever as
especificações. Propostas aceitáveis foram recebidas da Brown Boveri, Siemens, Delle
Alstom e Mitsubishi Electric Company. O contrato foi adjudicado a Brown Boveri em
1980 [28].
4.1 CARACTERÍSTICAS BÁSICAS
As características básicas do equipamento de manobra isolado a gás SF6 são as
seguintes:
Tabela 1 - Características básicas dos equipamentos de manobra
Equipamento de manobra em geral Tensão máxima de serviço 550 kVrms
Nível básico de isolamento 1.550 kV crista
Suportabilidade de surtos de manobra 1.240 kV crista
Suportabilidade em frequência industrial 740 kVrms 1 min.
Corrente permanente 4.000 A rms
Pressão nominal do gás a 20°C 420 kPa (absoluta)
Disjuntores
Construção Horizontal
Nº de interrupções por fase 4
Tipo Sopro (Puffer)
Corrente de interrupção 63 kA (simétricos)
Tempo de interrupção 50 ms
Pressão do gás a 20°C 620 kPa (absoluta)
Mecanismo de operação Hidráulico
Para-raios
Tipo óxido metálico 444 kV
Chaves desligadoras Tensão suportada entre contatos abertos Baixa frequência 960 kVrms
Impulso de raio 1864 kV crista
Surto de manobra 1700 kV crista
Transformadores de potencial
Tipo Enrolamento
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Tensão
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37
Figura 18, consiste da associação de dispositivos eletromecânicos dispostos de forma a
obter os esforços mecânicos requeridos mediante o controle do fluxo de óleo hidráulico
e o armazenamento de energia, que é direcionada para manobra.
Essencialmente o conjunto motor bomba (itens 17 e 18) faz circular o óleo
hidráulico do depósito de óleo (item 4) ao acumulador hidráulico (item 1), comprimindo
assim o nitrogênio (N2) por meio do êmbolo no acumulador hidráulico.
O acumulador hidráulico armazena energia necessária para a manobra. O interior
do acumulador hidráulico encontra-se dividido num compartimento de óleo e num
compartimento de nitrogênio, por intermédio de um êmbolo móvel. O nitrogênio atua
propriamente como portador de energia, de forma similar a uma mola comprimida.
Por sua vez, um interruptor manométrico comanda o motor da bomba, de tal
modo que os acumuladores hidráulicos sejam recarregados depois da manobra e a
pressão de serviço esteja sempre disponível, também controla a pressão do óleo no
sistema hidráulico e reage perante perdas de pressão ocasionadas vazamentos [29].
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39
4.2.3.2 Manobra de fechamento ou ligação
O comando elétrico da válvula eletromagnética LIGAR (item 9) estabelece a
comunicação entre os circuitos de alta e de baixa pressão. Devido a esta, ligação a
válvula amplificadora LIGAR (item 7) sofre uma descarga de pressão na superfície
maior do seu êmbolo e abre. A válvula amplificadora LIGAR (item 7) permanece aberta
enquanto se mantiver o comando LIGAR.
Desta posição da válvula amplificadora LIGAR (item 7) resulta a aplicação de
óleo sob alta pressão nas superfícies grandes dos êmbolos das válvulas principais (item
6). As válvulas principais (item 6) comutam e o óleo flui sob alta pressão para o cilindro
hidráulico (item 3). O pólo interruptor (item 34) fecha [31].
4.2.4 Condições de operação do disjuntor a SF6
A garrafa de alta pressão (item “h” da Figura 19) comunica-se com o
compartimento de nitrogênio do acumulador hidráulico (Item “i”). O nitrogênio contido
na garrafa de alta pressão no acumulador hidráulico atua propriamente como portador
de energia e torna possível 3 manobras de LIGAR/DESLIGAR sucessivas. Para
assegurar um comando seguro do disjuntor, é necessário que uma fuga eventual no
compartimento de nitrogênio do acumulador hidráulico seja detectada por meio de um
dispositivo de controle automático, ainda na condição em que o disjuntor se encontre
em estado operacional.
O interruptor manométrico, item 35 da Figura 18, bloqueia a ligação quando a
pressão do óleo desce abaixo de 27,7 MPa.
40
Figura 19 - Visão disjuntor a SF6 da GIS.
Fonte: GIS ITAIPU - Autor.
5 MEDIÇÃO DE DESEMPENHO EM DISJUNTOR A SF6
Por definição, no âmbito industrial, entende-se por desempenho (ou
performance) o conjunto de características ou capacidades que um equipamento pode
fornecer, em especial quando comparado a metas, requisitos ou expectativas
previamente definidos [32]. Em geral, o desempenho de um equipamento é obtido por
meio da comparação com uma métrica previamente definida, especificada pelas normas
técnicas, e/ou dados garantidos pelos fabricantes [31].
Neste sentido, considerando-se a função primordial dos disjuntores a SF6 no
sistema elétrico da GIS, o monitoramento das diversas variáveis relacionadas ao
funcionamento do equipamento fornece diagnósticos precisos, auxiliando diretamente
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a bobina do
estabelecen
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Figura 20.
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l.
ar, até o ins
ito [31], conf
pal.
41
bre o
o pólo
para
ar e a
stante
forme
42
5.1.3 Tempo de "Trip free" (tc)
É o tempo compreendido entre a energização da bobina de fechamento e a
abertura dos contatos principais em uma operação de religamento sem sucesso [31],
conforme Figura 22.
Figura 22 - Comportamento em Trip free.
Fonte: Adaptado [31].
5.1.4 Tempos de discordância entre pólos (td)
São os intervalos de tempo entre a abertura ou fechamento do pólo mais rápido e
a abertura ou fechamento do pólo mais lento. Indica a falta de simultaneidade dos pólos [31].
5.2 ENSAIO DE MEDIÇÃO DOS TEMPOS DE OPERAÇÃO
Nas GIS da ITAIPU a determinação dos tempos de operação dos disjuntores a
SF6, é normatizada pela Instrução de Manutenção 62, abreviada por IM.EQ.062, que
estabelece os procedimentos para os ensaios de medição.
A IM.EQ.062 define as condições de segurança necessárias, bem como todo o
ferramental e conexões elétricas (Figura 23) necessárias para a obtenção dos tempos de
operação dos disjuntores.
Os tempos de operação são obtidos por meio da inspeção gráfica dos
oscilogramas, haja vista a utilização de um oscilógrafo. Ao fim, os resultados das
medições, são comparados com os seguintes valores máximos:
Tempo de abertura (ta) = 32 ms, discordância entre pólos 3 ms;
Tempo de fechamento (tf) = 100 ms, discordância entre pólos 5 ms;
43
Figura 23 - Esquema de ligação ensaio IM.EQ.062.
Fonte: IM.EQ.062.
5.3 NOVO SISTEMA DE AVALIAÇÃO DOS DISJUNTORES
A Superintendência de Manutenção (SM.DT) de ITAIPU busca concluir até o
final de 2013 a instalação do novo sistema de avaliação dos disjuntores da GIS, o qual
dará suporte para um diagnóstico detalhado dos equipamentos auxiliando na
programação das manutenções. Este novo sistema vem em substituição a metodologia
antiga, realizada por meio da inspeção gráfica de oscilogramas.
Trata-se de um software, chamado Sistema de Monitoramento de Disjuntores
(SMD), desenvolvido no Parque Tecnológico Itaipu (PTI) pelas equipes do Laboratório
de Automação e Simulação de Sistemas Elétricos (LASSE) e do Instituto de Tecnologia
Aplicada e Inovação (ITAI). O novo sistema é uma ferramenta da engenharia de
manutenção, que possibilita o acompanhamento on-line do desempenho de todos os 54
disjuntores da GIS [33].
Entre as informações que o sistema oferece estão os tempos de operação do
disjuntor: abertura (ta), fechamento (tf), discordância entre pólos (td), que anteriormente
eram obtidos seguindo a Instrução de Manutenção 62, como visto no item 5.2. Ademais,
este novo sistema fornece informações acerca do desempenho do sistema hidráulico de
acionamento do disjuntor.
44
5.3.1 Implantação do Sistema de Monitoramento de Disjuntores (SMD)
A fim de possibilitar o monitoramento on-line do desempenho, os disjuntores de
500 kV da GIS começaram a ganhar elementos adicionais, fabricados pela empresa
suíça ABB, permitindo a integração como o software desenvolvido nos laboratórios do
LASSE/ITAI.
Esta integração permitiu a visualização de informações em tela de computador, e
ao longo do tempo será possível gerar um banco de dados com informações sobre o
desempenho dos diversos disjuntores.
A seguir, seguem listados os principais elementos sensores/transdutores que
permitiram traduzir em gráficos o comportamento de abertura/fechamento dos
disjuntores de 500 kV da GIS.
5.3.1.1 Encoder
Encoder, em automação industrial, é um dispositivo eletromecânico que conta
ou reproduz pulsos elétricos a partir do movimento rotacional de seu eixo. Pode ser
definido também como um transdutor de posição angular. Fornecem medidas e
controles precisos em velocidades de rotação, velocidades lineares, posicionamentos
angulares, volumes ou vazões de produtos líquidos, robótica e outras aplicações em
processos diversos.
Nos disjuntores de 500 kV da GIS, o encoder foi inserido (Figura 24 - d) a fim
de fornecer informações acerca dos tempos de manobra, tomando como referência o
movimento rotacional de um eixo (Figura 24 - a). O alinhamento do eixo do encoder
com o eixo do disjuntor é importante para a medição, sendo de responsabilidade do
acoplamento a transmissão do movimento.
O acoplamento do encoder ao eixo do disjuntor se deu por meio de uma luva
plástica (Figura 24 - b), que tem como diferencial a construção espiralada ao centro, que
permite compensar eventuais desalinhamentos/deslocamentos durante as manobras de
fechamento/abertura. Na Figura 25, é possível verificar a montagem final do conjunto
final, composto de encoder, acoplamento e eixo do disjuntor.
45
Figura 24 - Conjunto Eixo/Acoplamento/Encoder.
Fonte: GIS Itaipu - Autor
Figura 25 - Sistema Montado/Acoplado/Alinhado.
Fonte: GIS ITAIPU - Autor.
46
5.3.1.2 Transformador de corrente auxiliar
Tendo em vista a importância dos disjuntores da GIS, que são elementos de
proteção responsáveis por isolar ou desligar as 20 unidades geradoras de ITAIPU e 8
linhas de transmissão que compõem o sistema de geração e transmissão da usina,
tomou-se o cuidado para que o SMD não inserisse riscos para a operação dos
equipamentos, reduzindo a confiabilidade.
Um dos riscos envolvidos esta relacionado com a necessidade de obter dados
acerca da corrente nominal que circula nos disjuntores. Uma alternativa seria obter a
corrente seccionando na caixa de passagem (Figura 26 - b) um dos condutores do
transformador de corrente principal (item 2.3.6.1), fazendo com que a corrente
circulasse também através do SMD, ou seja, inserindo um novo elemento em série com
o sistema de proteção já instado. No entanto, na possibilidade de falha do SMD (por
exemplo, uma desconexão) a corrente poderia assumir valores que acionariam as
proteções, e por consequência a perda/desconexão indevida de uma unidade geradora
que estava conectada ao sistema elétrico.
Assim sendo, para fins de leitura de corrente, um novo transformador de
corrente foi inserido ao disjuntor (Figura 26 - a), permitindo assim o desacoplamento
elétrico dos sistemas de proteção e do SMD.
Figura 26 - TC Auxiliar.
Fonte: GIS ITAIPU - Autor.
47
5.3.1.3 Sensor de Temperatura
Este elemento metálico é incorporado/fixado ao invólucro do disjuntor (Figura
27) e fornece informação acerca da temperatura ambiente do disjuntor, quaisquer
desvios de comportamento esperado são registrados e contabilizados, e caso eles
ocorram um alarme é gerado.
Figura 27 - Sensor de temperatura do reservatório de óleo.
Fonte: GIS ITAIPU - Autor.
5.3.1.4 Sinais adicionais
Uma série de outros elementos foram incorporados ao disjuntor a fim de
fornecer informações de [34]:
Tempo de energização das bobinas de abertura e fechamento (TC1, TC2,
CC);
Tempo de atuação dos contatos auxiliares (A, B);
48
Número de partidas e tempo de operação da motobomba de reposição de
pressão do sistema hidráulico;
A Figura 28 mostra em (a) as bobinas de comando de abertura/fechamento do
disjuntor, que tiveram no painel de comando externo a verificação da tensão de
acionamento, em (b) o motor do sistema hidráulico recebeu 2 condutores adicionais na
caixa de ligação, que são conectados em paralelo como a alimentação deste, com o
propósito de registrar informações sobre o número e tempo de partidas.
Figura 28 - Sinais adicionais. Fonte: GIS ITAIPU - Autor.
5.3.1.5 Unidades Remotas
A Unidade Remota (UR) tem a finalidade de aquisição e processamento das
grandezas monitoradas em cada disjuntor de 500 kV da GIS. As UR de aquisição de
dados estão instaladas junto aos disjuntores de forma a permitir a fácil conexão aos
sensores/transdutores e interligadas em rede a uma estação central através de uma porta
de comunicação RS232. Cada unidade remota é suprida com alimentação 125 Vcc, e faz
o gerenciamento da proteção e distribuição de energia aos seus respectivos acessórios
(sensores e transdutores) [34].
As UR instaladas na GIS são de fabricação ABB, modelo Circuit Breaker
Sentinel™, abreviado por CBS (Figura 29) e se comunicam com o software de controle
SMD, que por sua vez traduz em gráficos o comportamento de abertura/fechamento dos
disjuntores de 500 kV da GIS.
5.3.1
insta
form
gerad
CBS
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1.6 Ambie
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parados a v
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missão
51
6 APLICAÇÃO E RESULTADOS
Até aqui foi caracterizado individualmente o local (Subestação GIS SF6 de
ITAIPU), equipamento (Disjuntor 500 kV, Modelo: ELK SH 3141 - Marca: ABB) e o
sistema monitoramento adotado (SMD), a este conjunto serão analisadas situações reais
de manobra (abertura/fechamento) com o objetivo da análise de dados e a conclusão
final.
6.1 CURVA TÍPICA DE ABERTURA/FECHAMENTO DO DISJUNTOR
As curvas (a) e (b) da Figura 33, representam o comportamento típico do
deslocamento (em milímetros) do pólo do disjuntor modelo ELK SH 3141 - Marca:
ABB ao longo do tempo (em milissegundos) compreendido entre o comando de
abertura (ou fechamento) e o final da manobra. Para fins de análise as curvas de
abertura e fechamento são divididas em 3 regiões/pontos, sendo:
(I) - Reação: é o tempo transcorrido desde o comando de abertura (ou
fechamento) até o início da movimentação do pólo do disjuntor. Entende-
se por comando a atuação manual ou automática sobre o mecanismo de
acionamento do disjuntor (Figura 18);
(II) - Abertura (ou Fechamento): é o instante de tempo onde ocorre a
separação (ou toque) dos contatos principais do disjuntor;
(III) - Posição final do polo: define o tempo total da manobra (de
abertura ou fechamento) do disjuntor, compreendido desde o sinal de
comando até o instante no qual não há mais movimento do polo;
6.1.1
abert
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a cor
1 Manobr
As figura
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52
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Nota-
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53
Figura 34 - Manobra de abertura1.
Fonte: SMD - GIS ITAIPU.
Figura 35 - Manobra de abertura 2.
Fonte: SMD - GIS ITAIPU.
54
Tão importante quanto o comportamento individual de cada polo, é de interesse
a condição de simultaneidade dos 3 polos (Item 5.1.4), que se observa na Figura 36.
Figura 36 - Manobra de abertura 3.
Fonte: SMD - GIS ITAIPU.
6.1.2 Manobra de fechamento
As figuras 37 e 38 apresentam o comportamento real de 3 pólos em manobra de
fechamento visando a energização de uma linha de transmissão em vazio. Novamente
nota-se o comportamento típico (Figura 33 - b) do deslocamento do polo, com a
corrente senoidal trifásica ao fundo.
55
Figura 37 - Manobra de fechamento 1.
Fonte: SMD - GIS ITAIPU.
Figura 38 - Manobra de fechamento 2. Fonte: SMD - GIS ITAIPU.
Na Figura 37 é possível observar que 1 dos polos apresenta um atraso, ou seja,
fecha depois dos outros 2, o que não acontece na Figura 38, onde é observada a
simultaneidade no fechamento.
56
6.1.3 Manobra de religamento
A Figura 39 apresenta uma manobra de religamento (Item 5.1.3). Esta manobra
simula a atuação de uma proteção que implicou no comando de abertura do disjuntor,
seguidamente tem-se a tentativa do religamento, neste caso, propositadamente sem
sucesso.
A manobra de religamento é utilizada em redes de distribuição urbana (igual ou
inferior a 34,5 kV), onde o sistema de transmissão pode sofrer temporariamente
influências externas (contato como galhos, animais, etc.). No caso de sistemas de
geração, tal manobra não é realizada, haja vista que a reincidência da falta durante o
religamento, poderia provocar elevados esforços mecânicos provenientes de correntes
de curto-circuito, além de danos térmicos.
Figura 39 - Manobra de religamento.
Fonte: SMD - GIS ITAIPU.
6.2 ANÁLISE POR MEIO DE CURVAS DE TENDÊNCIA
O sistema SMD e sua base de dados com funcionalidades como a determinação
de curvas de tendência possibilita um melhor planejamento de ações corretivas, com
priorização de ações realmente urgentes pela equipe de manutenção [34].
Um exemplo prático da análise do desempenho dos disjuntores de 500 kV por
meio de curvas de tendência segue exposto na Figura 40, nota-se ao fim da manobra,
destacado em amarelo, um comportamento irregular (senoidal), ao invés do
comp
base
manu
comp
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6.3
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6.3.1
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ção da
58
desta curva é maior que o da curva 1, o que indica um diferencial de velocidade
( / ) maior no deslocamento do contato.
Possível causa: (i) ajuste inadequado da velocidade do mecanismo.
Consequências ao equipamento: o aumento da velocidade de deslocamento
causa esforços desnecessários ao disjuntor, e adicionalmente afeta a
simultaneidade em relação à polos que tenham o comportamento da curva 1.
6.3.2 Curva 3 versus Curva 1
Análise: o comportamento da curva 3 indica um tempo de reação maior que o
desejado. Quando o contato se movimenta, percebe-se que o perfil de curva é
similar ao da curva 1.
Possíveis causas: (i) vazamentos de óleo; (ii) válvulas eletromagnéticas
impregnadas com óleo, afetando o desempenho destas; (iii) bolhas de ar no
sistema de acionamento.
Consequências ao equipamento: o aumento no “tempo total” de manobra afeta a
simultaneidade em relação à polos que tenham o comportamento da curva 1.
6.3.3 Curva 4 versus Curva 1
Análise: o tempo de reação para esta curva é idêntico ao da curva 1, contudo, o
movimento do contato acontece de forma mais lenta, implicando em um “tempo
de abertura” maior.
Possíveis causas: (i) bolhas de ar no cilindro hidráulico fazendo com que a força
aplicada seja utilizada para comprimir o ar ao invés de mover o pistão; (ii) ajuste
inadequado da velocidade do mecanismo; (iii) vazamentos de óleo; (iv) pressão
baixa.
Consequências ao equipamento: (i) o aumento no “tempo total” de manobra
afeta a simultaneidade, em relação a disjuntores que tenham o comportamento
da curva 1; (ii) a baixa velocidade dos contatos favorece a formação de arcos
elétricos, aumentando o desgaste dos contatos.
FiguraFonte: A
a 41- ManobraAdaptado de SM
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mba” e
TOM,
tados,
ecidos
63
parâmetros adicionais, sendo estes, “número de partidas da motobomba acumulativo”
(NPMT) e “número de partidas da motobomba sem operação” (NPMSO).
Neste sentido, a análise dos parâmetros relacionados a motobomba é associado
com perdas de pressão e/ou vazamentos do sistema hidráulico. Por exemplo, com
disjuntor em operação, um número elevado de partidas ou tempo excessivo de
funcionamento da motobomba é indicativo de anormalidade. Contudo, quando em
manutenção, um desvio do comportamento da motobomba não deve ser entendido como
anormalidade, já que pode ser causado por testes funcionais, disso vem a importância
dos parâmetros NPMT e NPMSO, que difere eventos ocorridos em operação e em
manutenção.
As figuras 46 Figura 46 e 47 ilustram a ferramenta gráfica do sistema SMD, para
fins de análise da motobomba, para os parâmetros NPMT e TOM.
Como na análise estatística (item 7), a definição de limites para os parâmetros
analisados e necessária, e novamente a experiência da equipe de manutenção é
fundamental.
Figura 46 - Gráfico de operações: Parâmetro NPMT.
Fonte: SMD - GIS ITAIPU.
Figura 47 - GrFo
ráfico de operaonte: SMD - G
ações: ParâmeGIS ITAIPU.
etro TOM.
64
65
8 CONCLUSÃO
Todo processo industrial requer equipamentos, que quando em funcionamento
buscam retorno econômico, deste raciocínio, pode-se inferir que a disponibilidade dos
equipamentos deve ser mantida ao máximo a fim de obter maiores lucros no menor
tempo possível. Também é fato que empresas produzem para mercados cada vez mais
exigentes em relação a custos, prazos, qualidade, confiabilidade, ou seja, devem ser
atendidas as expectativas da empresa e de seus clientes.
Logo, a engenharia de manutenção, responsável pelos equipamentos, deve fazer
uso de “ferramentas”, combinando ações técnicas e administrativas, destinadas a manter
ou recolocar em menor tempo possível um equipamento em condição para desempenhar
a função requerida.
Neste sentido, este trabalho apresentou a Subestação GIS SF6 de ITAIPU,
descrevendo seu funcionamento e importância na geração de energia elétrica. Dos
equipamentos que foram descritos (tubos, barramentos, chaves seccionadoras, pára-
raios, etc) o disjuntor 500 kV, Modelo: ELK SH 3141 - Marca: ABB foi o foco, e a este
foi descrito a implantação do Sistema de Monitoramento de Disjuntores (SMD), que
consistiu em inserir instrumentação no equipamento, no objetivo de monitorar
grandezas de interesse para a equipe de manutenção.
O fato de que o SMD proporciona a análise de grandezas associadas ao disjuntor
de 500 kV, o coloca como uma técnica de manutenção preditiva, que se baseia na
análise da evolução supervisionada de parâmetros significantes de deterioração do
equipamento, permitindo alongar e planejar intervenções de manutenção. É fato que o
acompanhamento da evolução das grandezas deve estar associado a um banco de dados,
que consiste em informações registradas ao longo de um período.
As funcionalidades do SMD, como a determinação de curvas de tendência,
estatística, gráfico de operações, permitem um melhor planejamento de ações corretivas,
onde a “função” manutenção pode ser otimizada. É possível determinar o ponto ótimo,
ou o limite para executar a manutenção de um equipamento, ou seja, o ponto a partir do
qual a probabilidade do equipamento falhar assume valores indesejáveis. A
determinação desse ponto traz como resultados índices ideais de prevenção de falhas,
tanto sob o aspecto técnico como pelo aspecto econômico, uma vez que a intervenção
no equipamento não é feita durante o período que ainda está em condições de prestar o
serviço, nem no período em que suas características operativas estão comprometidas [39].
66
A determinação do ponto ótimo de manutenção, leva em conta a análise da base
de dados, os quais devem ser fidedignos para o sucesso na tomada de decisões. Igual
cuidado, deve se ter ao analisarmos as estatísticas, pois a formação dos dados pode ter
efeito sobre o comportamento do gráfico de controle, conduzindo a alarmes falsos.
Para fins de alarmes, a análise dos parâmetros dos 54 disjuntores, leva em conta
a observação/comparação com limites (mínimos e máximos) estabelecidos pelo
fabricante e/ou pela experiência da equipe de manutenção. A possibilidade de
generalizar um limite para análise de todos os disjuntores é valida, haja vista que a idade
dos disjuntores é a mesma, bem como pelo fato de que o projeto construtivo é idêntico
para todos, logo se espera um mesmo comportamento.
Ao fim, destaca-se a que é fundamental para a manutenção da GIS SF6, mão de
obra capacitada e treinada, ferramental adequado e sobressalentes de qualidade.
67
9 REFERÊNCIAS:
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