Resumen

El presente trabajo tiene el objetivo de estudiar los resultados de la implementación del proyecto piloto de maximización de la utilización del transformador de potencia, sin comprometer la vida útil del equipo y la confiabilidad del sistema eléctrico, utilizando el sistema de monitoreo SMART. El artículo describe los puntos considerados en la implementación del proyecto piloto, la subestación elegida, la definición del sistema de monitoreo SMART, la especificación de las alternativas y análisis de los resultados obtenidos cuanto a los requisitos técnico-económico y regulatorio, con atención a la modicidad tarifaria. Por fin, hubo análisis de los resultados obtenidos, entre ellos la definición del sistema de monitoreo SMART como la mejor alternativa para maximización de la utilización del transformador de potencia y el desencadenamiento de otros estudios para la aplicación del sistema.

El presente trabajo se atiene al análisis de la ejecución del proyecto piloto de maximización de la utilización del transformador de potencia, que fue implementado en 2006 y cuyo término está previsto para abril/2010, cuando la subestación será ampliada. Todavía, analizó la forma según la cual el referido proyecto fue ejecutado. Para eso, hubo levantamiento de los puntos considerados en la implementación del proyecto piloto, como transformador de potencia, planificación del sistema eléctrico, sistema de monitoreo SMART y otras informaciones complementares. Después, describió las características de la subestación elegida. Cuanto a la definición del sistema de monitoreo SMART, fueron relacionados los puntos determinantes para su elección. En seguida, teniendo como objetivo analizar el proyecto piloto, fueron detalladas las alternativas existentes.

En la realización del primer ciclo de revisiones tarifarias, ANEEL emitió la Resolución n° 493, del 3 de setiembre de 2002, que estableció la metodología y los criterios generales para definición de la base de remuneración regulatoria (BRR), con el objetivo de remunerar las inversiones prudentes requeridas para que la concesionaria pueda prestar el servicio de distribución con calidad. Eso significa que el nivel de inversión a ser remunerado mediante la cobertura tarifaria no debe incentivar el exceso de inversiones en el sector, ni tampoco el atraso o la interrupción de los proyectos [1].

Para la evaluación de los activos inmovilizados en servicio, como máquinas y equipos de la subestación, para fines de incluir en la base de remuneración regulatoria (BRR), es aplicado un índice de aprovechamiento (IAS) que considera el factor de utilización de la subestación y la expectativa de crecimiento porcentual de la carga atendida por la subestación para los próximos 10 (diez) años. Ese índice está limitado a 100% y es calculado de la siguiente manera [2]:

donde:

IAS – Índice de aprovechamiento para subestación (%);

FUS – Factor de utilización de la subestación (%);

DM – Demanda máxima en MVA verificada en los dos últimos años;

PTI – Potencia total instalada en MVA (ONAF);

TCA – Estimativa porcentual de crecimiento anual de carga máxima atendida por la subestación;

ECC – Expectativa de crecimiento porcentual de la carga atendida por la subestación para el período proyectado de 10 años, comprobada por los demostrativos de aumento de demanda de los cuatro últimos años. Para efectos de verificación de consistencia, será utilizada la evolución de carga de los últimos 4 años, bien como las premisas de desarrollo económico del área atendida por la respectiva subestación.

Frente a ese nuevo escenario regulatorio, las empresas de distribución de energía eléctrica fueron nuevamente desafiadas a buscar harmonía entre las cuestiones técnicas y económicas, especialmente volcadas a la planificación, operación y mantenimiento del sistema eléctrico.

Para revisar los criterios de planificación, operación y mantenimiento del sistema eléctrico, fue desarrollado un proyecto piloto que maximiza la utilización del transformador de potencia para el atendimiento de ese nuevo criterio de evaluación de las inversiones prudentes.

La ejecución del proyecto piloto fue estructurada de la siguiente manera:

• Levantamiento de los puntos considerados en la implementación del proyecto piloto;
• Elección de la subestación;
• Definición del sistema de monitoreo SMART;
• Detalles de las alternativas;
• Análisis de los resultados obtenidos.

Transformador de Potencia

• El límite de los accesorios (transformadores de corriente y bujes) 50% superior a la corriente nominal;
• Los relés de protección microprocesados;
• Sistema de preservación del aceite sellado (sellado con bolsa);
• Sistema de ventilación forzada y sellado, cableado, accesorios y conmutador en buenas condiciones de operación y mantenimiento;
• Envejecimiento térmico del aislamiento con grado de polimerización arriba de 500;
• Historial de mantenimiento sin ocurrencias que influyen en la confiabilidad y/o desgaste prematuro;
• Sin limitación de sobrecarga detectada a partir del diagnóstico de cromatografía de gases;

Planificación del Sistema Eléctrico

• Sistema eléctrico (línea de transmisión y transformador) dimensionado para operar en sobrecarga sin pérdida en la calidad del suministro;
• Sistema con carga estacional (mitigación de los riesgos);
• Atendimiento del criterio de expansión del sistema (inicio de la ejecución del emprendimiento cuando la carga de la subestación sea mayor que 90% y el término cuando la carga alcance 100%) [3];
• Subestación con Índice de Aprovechamiento (IAS) abajo de 100% en la Revisión Tarifaria de 2007.

Sistema de Monitoreo SMART

• Además de las características básicas (adquisición y almacenamiento), el sistema deberá tener la capacidad de realizar tratamiento de datos, de manera que permita el diagnóstico del estado actual del transformador y, en algunos casos, basado en la progresión de los valores colectados en el transcurrir del tiempo, el pronóstico de eventuales problemas que se encuentren todavía en su fase inicial de desarrollo;
• En el cálculo de la pérdida de vida útil del aislamiento del transformador de potencia, deberá ser considerado el cálculo del contenido de agua en el papel para corrección automática de la aceleración de la pérdida térmica en caso de contenidos de agua elevados.

Informaciones Complementares

• En la norma NBR-9368/86 [4], apenas 5 potencias nominales preferenciales ONAN/ONAF para 34,5/13,8 kV y 69/13,8 kV; y 6 para 138/13,8 kV;
• Existencia de sistemas con baja tasa de crecimiento vegetativo;
• La operación de cualquier equipo fuera de sus condiciones nominales es siempre una situación de riesgo;
• El transformador de potencia es el activo más valioso e importante de una subestación.

A partir de los puntos considerados para implementación del proyecto piloto, se eligió la subestación cuya carga es típicamente residencial con demanda máxima en el inverno (ver figuras 1 y 2). La subestación posee dos transformadores de 138/13,8 kV de 15/18,75 MVA, que operan en paralelo.

Figura 2 – Curva de Carga Típica [pu] de la subestación

Entre los sistemas de monitoreo disponibles en el mercado, se eligió el SIGMA (Sistema Integrado de Gerenciamiento de Mantenimiento) del proveedor Treetech. Siguen abajo los puntos determinantes para la elección:

• Los sensores de humedad, temperatura y regulador de tensión presentes en el transformador son de Treetech, no siendo necesario adquirir y/o adaptar; y
• Del punto de vista técnico-económico, fue la mejor alternativa, una vez que hubo disponibilidad de alquilar todo el sistema de monitoreo SMART e infraestructura, siendo desnecesaria la adquisición del software y expansión del sistema de TI.

En la figura 3, se presenta el detalle de la arquitectura del sistema de monitoreo:

Figura 3 – Arquitectura del Sistema: (1) Monitor de Temperatura; (2) Relé Regulador de Tensión; (3) Monitor de Gas (H2) y Agua (H2O) del Aceite; y (4) Monitor de Buje

Informaciones con relación al Plan de Inversión 2006-2010 – Valores realizados en 2004 y previstos de 2005 a 2016

Alternativa 2: Sin la Implementación del Proyecto Piloto

Emprendimiento 1: Ampliación de la Subestación – Substitución del TR01 de 15/18,75 MVA para 25/33,3MVA

Año Término: 2006

Costo Total: R$ 2.290 millones

IAS para Revisión Tarifaria (RT) 2007: 80,3% (ver ec. 3 y tabla 1)

IAS para Revisión Tarifaria (RT) 2011: 121,1% (ver ec. 3 y tabla 2)

Receta no obtenida con los Activos Inmovilizados en Servicio (AIS) en la subestación en la Revisión Tarifaria (RT) 2007

Figura 5 – Mediciones realizadas en el período de 01/02 a 05/02/2010 del transformador de potencia TR01

Figura 6 – Mediciones realizadas del transformador de potencia TR01 en los períodos: (1) 11/06 a 15/06/2009 y (2) 01/02 a 05/02/2010 (están plotados en la misma escala)

Con relación a la pérdida de vida útil del aislamiento, se puede concluir que los transformadores instalados en la subestación pueden operar en sobrecarga continua, desde que los equipos atiendan a los puntos considerados en el ítem 2.1 y sus condiciones fisicoquímicas no superen los límites que ocasionan aceleración del proceso de envejecimiento del aislamiento.

8. Deducido el valor de R$ 527 miles referente al Índice de Aprovechamiento de la Subestación (IAS) de 80,3% (ver tabla 4).
9. Valor corregido por el IGP-M, una vez que la planilla de simulacro del FATOR X utiliza la base ago/2007.
10. Las inversiones previstas en la alternativa 1 fueron contempladas en el cálculo.

Comparación de las herramientas de los sistemas de monitoreos de transformadores de potencia existente y SMART (proyecto piloto)

Se comprueba que, además de haber sido considerada una inversión prudente, conforme el resultado verificado por IAS y análisis técnico, el proyecto piloto proporcionó también la modicidad tarifaria, la cual debe ser garantizada por la concesionaria de distribución, conforme la primera subcláusula de la cláusula tercera del Contrato de Concesión de Distribución ANEEL-ELEKTRO nº 187/98 [8].

Los resultados obtenidos de implementación del proyecto piloto fueron:

• ganancia económica de R$ 681 mil;
• la pérdida de vida útil del aislamiento calculada en los transformadores de potencia TR01 y TR02 fue, respectivamente, 57 y 63 veces inferior a la pérdida regulatoria;
• no hubo degradación del papel aislante de los transformadores de potencia;
• aumento de la confiabilidad operacional, aunque con los transformadores de potencia operando en sobrecarga;
• modicidad tarifaria garantizada.

Los resultados del proyecto piloto, además de haber definido la utilización del sistema de monitoreo SMART como la mejor alternativa para maximización de la utilización del transformador de potencia, originaron otros estudios para la aplicación del sistema, como, por ejemplo:

• la revisión del objetivo de los nuevos proyectos de digitalizaciones de las subestaciones (posibles ganancias, p.ej., alteración del criterio del restablecimiento automático de la subestación, cuyo transformador de potencia remaneciente tiene capacidad limitada, actualmente, en 100% de su carga nominal);
• el proceso de solicitación de acceso, con anticipación del atendimiento hasta el término de la ampliación de la subestación;
• el proceso de mantenimiento, visando alteración del método preventivo, basado por tiempo, para predictivo, que considera el estado del equipo, para que sea posible en el futuro la implementación del mantenimiento centrado en confiabilidad (MCC) (posibles ganancias, p.ej., reducción del seguro de los transformadores de potencia, eliminación de la colecta de aceite y reducción de la frecuencia de mantenimiento);
• la postergación de inversión de preservación (renovación), para aquellos casos en los cuales el transformador de potencia esté con alto riesgo de falla.

Por lo tanto, se concluye que el proyecto piloto, además de haber obtenido resultados técnico-económicos plenamente positivos, normalmente analizados en los proyectos técnicos, obtuvo también resultado regulatorio considerable.

1. ALBUQUERQUE, Lincoln José Silva, CARVALHO, João Carlos Martins, CARVALHO, Claudio Elias, CHEBERLE, Luciano Augusto Duarte. 3°ciclo de revisões tarifárias. In: Revista O Setor Elétrico. São Paulo, Ed. Atitude.Editorial, 2009, p. 98-107;
2. Resolução ANEEL n° 338/2008;
3. Instrução I-PLA-001. Planejamento da expansão do sistema elétrico de distribuição. ELEKTRO, Fevereiro/2009;
4. NBR-9368/86 – Transformadores de potência de tensões máximas até 145 kV – Características elétricas e mecânicas;
5. Nota Técnica ANEEL nº 267/2009;
6. Resolução ANEEL n° 367/2009;
7. NBR-5416/97 – Aplicação de cargas em transformadores de potência – Procedimento;
8. Contrato de Concessão de Distribuição ANEEL-ELEKTRO nº 187/98.