Resumo

Com o objetivo de garantir o bom fornecimento de Energia elétrica para seus 1,3 milhões de clientes, espalhados em uma área de 406,8 mil km2, a ANDE – Administración Nacional de Electricidad, empresa responsável por toda geração, transmissão e distribuição de energia elétrica do Paraguai, implementou um moderno centro nacional de gestão inteligente de ativos. A partir desse centro, o desempenho de importantes ativos localizados em diversas subestações espalhadas pelo país é acompanhado on-line, o que permite planejar investimentos e rotinas de manutenção mais eficientes. Esse artigo revela detalhes sobre a realização desse projeto.

A ANDE – Administración Nacional de Electricidad, é responsável por toda a geração, transmissão e distribuição de energia elétrica no Paraguai, atendendo a cerca de 1,3 milhão de clientes em uma população de quase 7 milhões de habitantes, em uma área de 406,8 mil km2. Para tal, opera mais de 5.000 km de linhas de transmissão em tensões de  66,  220  e  500  kV  e possui 66 subestações  com  capacidade  instalada  de  transformação  superior de aproximadamente 6.000 MVA. Na geração, tem potência instalada disponível de quase 9.000 MVA.

Dado o papel essencial desempenhado pela ANDE para o fornecimento de energia elétrica para todo o Paraguai e, considerando sua relevância econômica e social, observa-se um grau de exigência cada vez mais elevado no que se refere à confiabilidade e qualidade do fornecimento de eletricidade simultaneamente à necessidade de modicidade tarifária.

Nesse  contexto,  a  modernização dos  procedimentos  de  manutenção  é imprescindível  para  o  aumento da confiabilidade dos equipamentos de alta tensão, de forma a vencer e superar os desafios que se apresentam. Isso pode ser obtido por meio da migração da manutenção preventiva para a preditiva, reduzindo intervenções desnecessárias, permitindo assim concentrar a força de trabalho para a resolução dos problemas reais ao mesmo tempo em que se evitam falhas de equipamentos e interrupções de fornecimento.

Os grandes saltos tecnológicos ocorridos nos últimos anos, tanto na área de Tecnologia da Informação como no desenvolvimento de sensores especialistas inteligentes para uso em equipamentos de alta tensão vem contribuir sobremaneira para viabilizar e permitir a rápida implantação das modernizações propostas, obtendo-se resultados positivos de maneira praticamente imediata.

Dessa  forma,  a  ANDE  apresenta nesse  artigo  sua  experiência prática  com  o  emprego  das  mais modernas tecnologias disponíveis para a implantação de um sistema informático corporativo para a gestão de ativos de alta tensão,  iniciando  com os  transformadores  de  potência,  mas  já  preparado  para  a  integração  dos demais equipamentos das subestações, como disjuntores, chaves seccionadoras e outros.

O  centro  de  gestão  inteligente  de  ativos  concentra  informações  de  sistemas  de  monitoração  de  diversas subestações espalhadas pelo Paraguai. A informação oferecida por esses sistemas é matéria prima para a gestão dos ativos, incluindo o planejamento das manutenções preditiva e preventiva.

Foram incluídos no projeto 33 transformadores espalhados em 13 subestações. Alguns transformadores, recém adquiridos pela ANDE, já foram entregues com todos os sensores necessários. Outros, antigos, mas considerados críticos, foram equipados com sensoriamento inteligente quando foi decidido construir o centro. Além desses, mais 28 transformadores deverão ser incluídos no sistema dentro dos próximos meses, de forma que no momento a previsão é que o centro monitore 61 transformadores, muito embora a qualquer momento novos ativos possam ser integrados.

A constituição dessas subestações é bastante diversa, de forma que transformadores trifásicos e monofásicos de diversos fabricantes, potências e datas de fabricação são encontrados. A arquitetura do sistema de monitoração escolhido é modular e descentralizada, assim, a inclusão dos transformadores desejados não apresentou nenhum obstáculo especial, mesmo quando eram equipados com IEDs diferentes ou quando se optou por adicionar novos sensores a sistemas pré-existentes.

A tabela abaixo apresenta as subestações integradas ao centro de gestão inteligente, bem como um resumo do perfil dos transformadores e sensores utilizados para a monitoração das máquinas.

Figura 1 – Localização das subestações participantes desta fase do projeto

Uma vez definido que os alvos iniciais do centro de gestão inteligente são os transformadores, um dos principais e mais caros ativos das subestações, o  passo seguinte foi  definir quais grandezas monitorar para alcançar os resultados desejados.

Um estudo do Cigré [1] traça um mapa das ocorrências de falhas nos transformadores, como mostra a figura 2, onde fica clara a importância de se monitorar não apenas a parte ativa do transformador, mas também equipamentos acessórios como as buchas e os comutadores (OLTC).

Para acompanhar a parte ativa do transformador, que compreende os enrolamentos e seu isolamento, os principais elementos a serem monitorados são o carregamento, a temperaturas do óleo e a temperatura dos enrolamentos, pois isso permite evitar que sobrecargas e superaquecimentos levem a falhas catastróficas. Além disso, são dados importantes para calcular a expectativa de vida útil do isolamento da parte ativa da máquina, já que sua deterioração é uma função da temperatura à qual é submetida.

Outro elemento importante para uma boa monitoração da parte ativa do transformador é  a  concentração de hidrogênio no óleo, pois pode apontar falhas relacionadas a sobreaquecimentos, descargas parciais, arcos internos, dentre outros.

Figura 2 – Estatísticas de falhas de transformadores, a) Sem OLTC, b) Com OLTC

A umidade no óleo também é outra informação importante para determinar a segurança na operação da máquina, uma vez que tem um papel importante no envelhecimento do isolante e é determinante na capacidade de isolação. Além disso, detectar níveis de umidade elevados pode indicar possíveis falhas de vedação do tanque do transformador, outra fonte de falha comum nessas máquinas.

Monitorar as buchas condensivas é outra boa prática para uma gestão inteligente dos transformadores, pois embora sejam equipamentos acessórios relativamente baratos, a falha de uma bucha pode danificar o transformador no qual está instalada retira-lo da rede elétrica, causando prejuízos muito maiores que seu valor.

A capacitância e tangente delta indicam o estado de saúde de uma bucha e, ao acompanhar sua evolução, é possível evitar uma falha catastrófica bem como planejar a manutenção de forma a evitar desligamentos desnecessários.

Por fim, deve-se monitorar os comutadores, que são elementos importantes de uma subestação pois ajudam a regular a tensão fornecida. Por possuírem partes móveis e muitos mecanismos, são fonte abundante de falhas capazes de indisponibilizar um transformador. A diferença de temperatura entre os óleos do transformador e do comutador, a umidade do óleo, o perfil de torque do motor e a tensão de alimentação do motor são exemplos de elementos do comutador que, se monitorados, ajudam a garantir o bom funcionamento desse acessório. Por estas razões, a monitoração dos comutadores foi frequentemente incluída nesse projeto.

Para monitorar os elementos citados, é preciso empregar uma classe especial de sensores, os Intelligent Electronic Devices – IED’s, capazes de digitalizar, processar, armazenar e transmitir em redes de comunicação digitais as informações adquiridas em campo. Além disso, tais sensores precisam ser adequados para operação em ambientes onde as temperaturas podem oscilar entre -40º C e 85º C e umidade e poeira estão sempre presentes. Os IEDs utilizados para o sensoriamento dessas grandezas foram:

Os sistemas de monitoração online podem ser agrupados em dois tipos de arquiteturas [3]:

A experiência da engenharia de manutenção de várias empresas com a operação e a manutenção de sistemas de monitoração de arquitetura centralizada mostrou que os mesmos apresentam alta incidência de defeitos, gerando altas cargas de trabalho para a engenharia e as equipes de manutenção em campo, a ponto de tornar o sistema de monitoração totalmente inoperante [4].

O  mesmo comportamento não se  observa em sistemas de arquitetura descentralizada, que demonstram boa confiabilidade e disponibilidade [4]. Assim, o modelo de sistema de monitoração on-line para transformadores adotado pela ANDE é o descentralizado, de acordo com a topologia mostrada a seguir na figura 3.

Figura 3 – Topologia do sistema de monitoração on-line da ANDE

Para formar a rede de equipamentos, foram utilizados cabos de comunicação serial padrão RS-485, que tem como vantagem o baixo custo e a rapidez da instalação, contribuindo para redução de custos e a viabilidade financeira da instalação de sistemas em transformadores de menor porte.

Para estabelecer a comunicação entre a rede de sensores de cada subestação e o servidor do sistema, em cada subestação foi instalado um modem celular com chip de uma rede de comunicação GPRS privada, integrada à intranet da empresa.

Finalmente, conectado à rede de dados do operador GPRS, o servidor do sistema armazena as medições obtidas em campo no banco de dados e as processa para descobrir informações úteis. Através da intranet da ANDE, os engenheiros do centro usam seus computadores para acessar o sistema.

O resultado é um sistema simples e robusto, capaz de centralizar dados de localidades distantes e remotas, onde geralmente não é possível encontrar redes de internet ou intranet tradicionais, como redes de fibra óptica. A arquitetura deste sistema também se provou bastante barata e escalável, permitindo a adesão de novos componentes sem necessidade de demasiadas adaptações ou ampliações estruturais.

Mais do que um sistema que simplesmente digitaliza as medições, o sistema de monitoração deve ser capaz de transformar os dados em informações úteis para a manutenção, como diagnósticos e prognósticos do estado do equipamento.

Para conseguir isso, o sistema de monitoração deve estar equipado com um módulo de engenharia que contenha algoritmos e modelos matemáticos para gerar diagnósticos e prognósticos. Algumas das principais funções de diagnóstico que podem ser executadas pelo software de monitoração são:

Com todas essas informações em mãos, os Engenheiros do centro de gestão agora podem planejar de forma muito mais eficiente os investimentos e as rotinas de manutenção dos transformadores integrados ao sistema.

A sala do centro, ilustrada na figura 4, conta com todas as facilidades para observação do sistema em tempo real, planejamento de ações, estudo do comportamento de cada elemento e do sistema como um todo.

Engenheiros, técnicos e os gestores da manutenção podem se reunir e traçar planos de ação sobre uma pequena mesa circular instalada no centro, enquanto o monitor, fixo em uma das paredes, oferece uma visão do panorama geral dos ativos. Os Engenheiros têm à disposição dois computadores, conectados ao servidor da ANDE via intranet, para acompanhar e pesquisar informações específicas, sejam elas parte de um longo histórico de dados ou medições em tempo real das condições do ativo em campo.

Figura 4 – Sala do centro nacional de gestão de ativos da ANDE

Buscando sempre a excelência nos serviços prestados, a ANDE fez uso de tecnologias modernas para estabelecer um centro de gestão inteligente de ativos com a capacidade de acompanhar on-line o estado de dezenas de transformadores espalhados em subestações muitas vezes distantes entre si.

Ao tornar disponíveis informações e prognósticos importantes como o tempo de vida útil restante de um ativo ou a predição de falhas iminentes, a equipe de gestão de ativos da empresa pode planejar os investimentos e rotinas de manutenção de forma mais precisa e localizada.

Tal filosofia de trabalho rende ao sistema elétrico do Paraguai ganhos em confiabilidade e qualidade do fornecimento de eletricidade ao mesmo tempo em que se observa a necessidade de otimização dos custos da manutenção.

[1]   ELECTRA, “An International Survey on Failures in Large Power Transformers in Service”, Paris, CIGRE, Ref. no. 88, 1983.

[2]   Lavieri Jr., Arthur, Hering, Ricardo, “Novos Conceitos em Sistemas de Energia de Alta Confiabilidade”, Encarte

Especial Siemens Energia, http:// mediaibox.siemens.com.br/upfiles/232.pdf, Janeiro/2001.

[3]   Alves, Marcos, Albuquerque, Roberto, “Monitoração On-Line de um Banco de Autotransformadores 345-

138/13,8 kV 150MVA com Comutação Sob Carga”, XIX SNPTEE, Rio de Janeiro, Outubro/2007.

[4]   Fabio Abreu Pinto, Marcos E. G. Alves, “Aplicação De Sistemas De Monitoração On-Line Na Visão Da

Engenharia De Manutenção”, XXII SNTPE, Brasília, Outubro/2013.