Resumo

O presente trabalho visa estudar os resultados da implementação do projeto piloto de maximização da utilização do transformador de potência, sem comprometer a vida útil do equipamento e a confiabilidade do sistema elétrico, utilizando-se o sistema de monitoramento “SMART”. O artigo descreve os pontos considerados na implementação do projeto piloto, a subestação escolhida, a definição do sistema de monitoramento “SMART”, o detalhamento das alternativas e análise dos resultados obtidos quanto aos quesitos técnico-econômico e regulatório, com atenção à modicidade tarifária. Por fim, houve análise dos resultados obtidos, entre eles a definição do sistema de monitoramento “SMART” como a melhor alternativa para maximização da utilização do transformador de potência e o desencadeamento de outros estudos para aplicação do sistema.

O presente trabalho cinge-se à análise da execução do projeto piloto de maximização da utilização do transformador de potência, que foi implementado em 2006 e cujo término está previsto para abr/2010, quando a subestação será ampliada. Ainda, analisou a forma segundo a qual o referido projeto foi executado. Para isso, houve levantamento dos pontos considerados na implementação do projeto piloto, como transformador de potência, planejamento do sistema elétrico, sistema de monitoramento “SMART” e outras informações complementares. Na sequência, descreveu as características da subestação escolhida. Quanto à definição do sistema de monitoramento “SMART”, foram elencados os pontos determinantes para a sua escolha. Em seguida, visando análise do projeto piloto, foram detalhadas as alternativas existentes.

Os resultados do projeto piloto foram analisados quanto aos quesitos técnico-econômico e regulatório, este com especial enfoque na modicidade tarifária (deve ser garantida conforme Contrato de Concessão de Distribuição), a qual não é comumente considerada nos estudos técnicos. Esses mesmos resultados determinaram a utilização do sistema de monitoramento “SMART”, porque o indicaram como a melhor alternativa para maximização da utilização do transformador de potência. Além disso, originaram outros estudos para aplicação do sistema, como por exemplo, a revisão do escopo dos novos projetos de digitalizações das subestações, o processo de solicitação de acesso, o processo de manutenção e a postergação de investimento de preservação.

Na realização do primeiro ciclo de revisões tarifárias, a ANEEL emitiu a Resolução n° 493, de 03 de setembro de 2002, que estabeleceu a metodologia e critérios gerais para definição da base de remuneração regulatória (BRR), visando remunerar os investimentos prudentes requeridos para que a concessionária possa prestar o serviço de distribuição com qualidade. Isso significa que o nível de investimento a ser remunerado mediante a cobertura tarifária não deve incentivar o excesso de investimentos no setor, nem tampouco o atraso ou a interrupção dos projetos [1].

Para avaliação dos ativos imobilizados em serviço, como máquinas e equipamentos da subestação, para fins de incluir na base de remuneração regulatória (BRR), é aplicado um índice de aproveitamento (IAS) que considera o fator de utilização da subestação e a expectativa de crescimento percentual da carga atendida pela subestação para os próximos 10 (dez) anos. Esse índice está limitado a 100% e é calculado da seguinte forma [2]:

FUS = DM / PTI                                                                                                    eq. 1

ECC = (1 + TCA₁) x (1 + TCA₂) x ……. x (1 + TCA₁₀)                                        eq. 2

IAS(%) = FUS x ECC x 100                                                                                  eq. 3

onde:

IAS → Índice de aproveitamento para subestação (%); FUS → Fator de utilização da subestação (%);

DM → Demanda máxima em MVA verificada nos dois últimos anos; PTI → potência total instalada em MVA (ONAF);

TCA → estimativa percentual de crescimento anual de carga máxima atendida pela subestação;

ECC → Expectativa de crescimento percentual da carga atendida pela subestação para o período projetado de 10 anos, comprovada pelos demonstrativos de aumento de demanda dos quatro últimos anos. Para efeitos de verificação de consistência, será utilizada a evolução de carga dos últimos 4 anos, bem como as premissas de desenvolvimento econômico da área atendida pela respectiva subestação.

Diante desse novo cenário regulatório, as empresas de distribuição de energia elétrica foram novamente desafiadas a buscar harmonia entre as questões técnicas e econômicas, especialmente voltadas ao planejamento, operação e manutenção do sistema elétrico.

Para revisar os critérios de planejamento, operação e manutenção do sistema elétrico, foi desenvolvido um projeto piloto que maximiza a utilização do transformador de potência para o atendimento desse novo critério de avaliação dos investimentos prudentes.

A execução do projeto piloto foi estruturada da seguinte maneira:

• Levantamento dos pontos considerados na implementação do projeto piloto;
• Escolha da subestação;
• Definição do sistema de monitoramento “SMART”;
• Detalhamento das alternativas;
• Análise dos resultados obtidos.

Transformador de Potência

• O limite dos acessórios (transformadores de corrente e buchas) superior 50% à corrente nominal;
• Os relés de proteção microprocessados;
• Sistema de preservação do óleo selado (vedação com bolsa);
• Sistema de ventilação forçada e vedação, cablagem, acessórios e comutador em boas condições de operação e manutenção;
• Envelhecimento térmico da isolação com grau de polimerização acima de 500;
• Histórico de manutenção sem ocorrências que influenciam na confiabilidade e/ou desgaste prematuro;
• Sem limitação de sobrecarga detectada a partir do diagnóstico de gás-cromatografia;

Planejamento do Sistema Elétrico

• Sistema elétrico (linha de transmissão e transformador) dimensionado para operar em sobrecarga sem perda na qualidade do fornecimento;
• Sistema com carga sazonal (mitigação dos riscos);
• Atendimento do critério de expansão do sistema (início da execução do empreendimento quando o carregamento da subestação for maior do que 90% e o término quando o carregamento atingir 100%) [3];
• Subestação com Índice de Aproveitamento (IAS) abaixo de 100% na Revisão Tarifaria de 2007.

Sistema de Monitoramento “SMART”

• Além das características básicas (aquisição e armazenamento), o sistema deverá ter a capacidade de realizar tratamento de dados, de maneira a permitir o diagnóstico do estado atual do transformador e, em alguns casos, baseado na progressão dos valores coletados no decorrer do tempo, o prognóstico de eventuais problemas que se encontrem ainda em sua fase inicial de desenvolvimento;
• No cálculo da perda de vida útil da isolação do transformador de potência, deverá ser considerado o cálculo do teor de água no papel para correção automática da aceleração da perda térmica em caso de teores de água elevados.

Informações Complementares

• Na norma NBR-9368/86 [4], apenas 5 potências nominais preferenciais ONAN/ONAF para 34,5/13,8 kV e 69/13,8 kV; e 6 para 138/13,8 kV;
• Existência de sistemas com baixa taxa de crescimento vegetativo;
• A operação de qualquer equipamento fora de suas condições nominais é sempre uma situação de risco;
• Transformador de potência é o ativo mais valioso e importante de uma subestação.

A partir dos pontos considerados para implementação do projeto piloto, escolheu-se a subestação cuja carga é tipicamente residencial com demanda máxima no inverno (ver figuras 1 e 2). A subestação possui 2 transformadores de 138/13,8 kV de 15/18,75 MVA, que operam em paralelo.

Figura 2 – Curva de Carga Típica [pu] da subestação

Entre os sistemas de monitoramento disponíveis no mercado, escolheu-se o SIGMA (Sistema Integrado de Gerenciamento de Manutenção) do fornecedor Tree Tech. Seguem abaixo os pontos determinantes para a escolha:

• Os sensores de umidade, temperatura e regulador de tensão presentes no transformador são Tree Tech, não sendo necessário adquirir e/ou adaptar; e
• Do ponto de vista técnico-econômico, foi a melhor alternativa, uma vez que houve disponibilidade de alugar todo o sistema de monitoramento “SMART” e infraestrutura, sendo desnecessária a aquisição do software e expansão do sistema de TI.

Na figura 3, apresenta-se o detalhe da arquitetura do sistema de monitoramento:

Figura 3 – Arquitetura do Sistema: (1) Monitor de Temperatura; (2) Relé Regulador de Tensão; (3) Monitor de Gás (H₂) e Água (H₂O) do Óleo; e (4) Monitor de Bucha.

Informações em relação ao Plano de Investimento 2006-2010 – Valores realizados em 2004 e previstos de 2005 a 2016

Alternativa 02: Sem a Implementação do Projeto Piloto

Empreendimento 1: Ampliação da Subestação – Substituição do TR01 de 15/18,75 MVA para 25/33,3MVA

Ano de Término:   2006

Custo Total:             R$ 2.290 mil

IAS para Revisão Tarifária (RT) 2007: 80,3% (ver eq. 3 e tabela 1)

IAS para Revisão Tarifária (RT) 2011: 121,1% (ver eq. 3 e tabela 2)

Receita não Obtida com os Ativos Imobilizados em Serviço (AIS) na subestação na Revisão Tarifária (RT) 2007

Figura 5 – Medições realizadas no período de 01/02 a 05/02/2010 do transformador de potência TR01

Figura 6 – Medições realizadas do transformador de potência TR01 nos períodos: (1) 11/06 a 15/06/2009 e (2) 01/02 a 05/02/2010 (estão plotados na mesma escala).

Com relação à perda de vida útil da isolação, pode-se concluir que os transformadores instalados na subestação podem operar em sobrecarga contínua, desde que os equipamentos atendam aos pontos considerados no item 2.1 e as suas condições físico-químicas não superem os limites que ocasionam aceleração do processo de envelhecimento da isolação.

⁸ Deduzido o valor de R$ 527 mil referente ao Índice de Aproveitamento da Subestação (IAS) de 80,3% (ver tabela 4).
⁹ Valor corrigido pelo IGP-M, uma vez que a planilha de simulação do FATOR X utiliza a base ago/2007.
¹⁰ Os investimentos previstos na alternativa 01 foram contemplados no cálculo.

Comparação das ferramentas dos sistemas de monitoramentos de transformadores de potência existente e “SMART” (projeto piloto)

Verifica-se que, além de ter sido considerado um investimento prudente, conforme o resultado apurado pelo IAS e análise técnica, o projeto piloto proporcionou também a modicidade tarifária, a qual deve ser garantida pela concessionária de distribuição, conforme a primeira subcláusula da cláusula terceira do Contrato de Concessão de Distribuição ANEEL-ELEKTRO nº 187/98 [8].

Os resultados obtidos da implementação do projeto piloto foram:

• aumento da confiabilidade operacional, mesmo com os transformadores de potência operando em sobrecarga;
• perda de vida útil da isolação calculada nos transformadores de potência TR01 e TR02 foi, respectivamente, 57 e 63 vezes inferior à perda regulatória;
• ganho econômico de R$ 681 mil;
• não houve degradação do papel isolante dos transformadores de potência;
• modicidade tarifária garantida.

Os resultados do projeto piloto, além de terem definido a utilização do sistema de monitoramento “SMART” como a melhor alternativa para maximização da utilização do transformador de potência, originaram outros estudos para aplicação do sistema, como, por exemplo:

• o processo de manutenção, visando alteração do método preventivo, baseado por tempo, para preditivo, que considera o estado do equipamento, para que seja possível no futuro a implementação da manutenção centrada em confiabilidade (MCC) (possíveis ganhos, p.e., redução do seguro dos transformadores de potência, eliminação da coleta de óleo e redução da freqüência de manutenção);
• a revisão do escopo dos novos projetos de digitalizações das subestações (possíveis ganhos, p.e., alteração do critério do restabelecimento automático da subestação, cujo transformador de potência remanescente tem capacidade limitada, atualmente, em 100% da sua carga nominal).
• o processo de solicitação de acesso, com antecipação do atendimento até o término da ampliação da subestação;
• a postergação de investimento de preservação (renovação), para aqueles casos nos quais o transformador de potência esteja com alto risco de falha;

Portanto, conclui-se que o projeto piloto, além de ter obtido resultados técnico-econômicos plenamente positivos, normalmente analisados nos projetos técnicos, obteve também resultado regulatório considerável.

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.