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Resumo

A importância da SE Conversora de Ibiúna para o fornecimento de energia elétrica para São Paulo levou Furnas a optar pela monitoração on-line dos transformadores conversores, inicialmente com a substituição dos sistemas mecânicos de medição de temperatura por monitores eletrônicos e posteriormente com a monitoração completa de um dos transformadores conversores. Este trabalho apresenta os detalhes da instalação e as experiências em campo com a monitoração on-line, incluindo a transmissão de dados dos sensores nos transformadores através de uma rede sem fio com tecnologia Wi-fi.

Autores

Furnas Centrais Elétricas S.A. E. G. Peres
Furnas Centrais Elétricas S.A. W. R. Duso
Furnas Centrais Elétricas S.A. J. S. Latenek
Treetech Sistemas Digitais Ltda. M. E. G. Alves

1.0 - INTRODUÇÃO

Ibiúna é a subestação onde está localizado o terminal conversor do sistema de transmissão em corrente contínua (HVDC) de Itaipu, ou seja, a subestação de Ibiúna é o terminal onde a corrente contínua é transformada em corrente alternada (345kV 60Hz) para o abastecimento da grande São Paulo.

Este sistema, que transmite em ±600kVcc metade da capacidade geradora de Itaipu (6.300 MW), é constituído de 8 conversores, sendo que cada 2 conversores formam um pólo e cada 2 pólos formam um bipolo. A subestação possui 24 transformadores conversores em operação, com capacidade instalada de 7200MVA.

Os transformadores conversores de Ibiúna são unidades monofásicas, cada uma com dois enrolamentos primários e um secundário. Como se tratam de conversores de 12 pulsos, os primários dos transformadores devem ser alimentados por dois sistemas trifásicos defasados de 30º elétricos entre si. Para isso, cada banco tem um dos enrolamentos primário das unidades monofásicas ligado em estrela, enquanto o outro primário é ligado em delta. O diagrama trifilar da figura 1 apresenta esta topologia para o pólo 2 do bipolo 1, contendo os conversores 2 e 4, o qual é alimentado em +600kVdc. O pólo 1 deste mesmo bipolo apresenta configuração idêntica, exceto que é alimentado em -600kVdc.

Cada transformador possui dois comutadores de derivação em carga (OLTC), que são acionados por um mecanismo motorizado comum, visto que deve haver simultaneidade de operação. O sistema de controle automático atua no OLTC quando o ângulo de disparo das válvulas sai da faixa de operação nominal. A figura 2 mostra uma visão geral de um dos transformadores conversores monofásicos.

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Fig. 1 – Diagrama Trifilar de um Pólo Conversor

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Fig. 2 – Vista geral de um transformador conversor monofásico

2.0 - MONITORAÇÃO ON-LINE DOS TRANSFORMADORES CONVERSORES

A elevada importância desses transformadores para o sistema elétrico brasileiro, associada às condições de trabalho peculiares e severas a que estão submetidos, como, por exemplo, o elevado conteúdo de harmônicos nas tensões, levou Furnas à implantação da monitoração on-line dessas máquinas, executada em duas etapas principais, como descrito a seguir.

2.1 - Modernização da Monitoração de Temperaturas

Na primeira etapa de implantação da monitoração on-line foram modernizados os sistemas de supervisão de temperatura de todos os 24 transformadores conversores, com a substituição de todos os termômetros de óleo e enrolamentos originais, mecânicos, por monitores de temperatura digitais, como ilustra a figura 3.

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Fig. 3 – Modernização da monitoração de temperatura dos transformadores conversores. (a) Início da substituição dos termômetros mecânicos originais; (b) Monitores de temperatura digitais instalados.

Um dos objetivos desta etapa foi reduzir o índice de falhas do sistema de medição de temperaturas do óleo e enrolamentos, já obsoletos, e eliminar a necessidade de calibrações periódicas nos mesmos. Adicionalmente, a modernização do sistema de supervisão de temperaturas proporcionou diversas novas funcionalidades:

  • Medição redundante da temperatura do topo do óleo, permitindo maior segurança na medição e continuidade de operação em caso de defeito em um dos sensores;
  • Temperatura do enrolamento calculada por modelo matemático – maior precisão sem o uso de resistências de aquecimento para simulação;
  • Possibilidade de medição de temperaturas adicionais, tais como ambiente e comutador sob carga;
  • Auto-calibração das medições;
  • Contatos de saída para alarmes, desligamentos e comandos do resfriamento com temporizações;
  • Saídas de corrente para indicações remotas de temperatura integradas – eliminam-se transdutores;
  • Comando do resfriamento em modo manual ou automático;
  • Revezamento automático dos grupos de resfriamento forçado;
  • Pré-resfriamento do transformador em caso de aumento da corrente de carga;
  • Exercício diário automático dos grupos de resfriamento;
  • Memória de massa para medições e eventos;
  • Opcionalmente, monitoração do diferencial de temperatura do OLTC para diagnóstico de defeitos;
  • Portas de comunicação serial para integração a sistemas remotos.

Esta última funcionalidade em especial – portas de comunicação serial – abre a possibilidade de integração dos monitores de temperatura a um software de Monitoração On-Line, de forma que as medições efetuadas pelo equipamento podem ser utilizadas por algoritmos matemáticos para diagnósticos do estado do transformador. Esta aplicação é ilustrada na figura 4, que indica os algoritmos que podem ser implementados no software de monitoração a partir das informações enviadas pelo Monitor de Temperatura.

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Fig. 4 – Integração da porta de comunicação serial do Monitor de Temperatura a um software de Monitoração On-Line do transformador e os algoritmos de diagnóstico possíveis.

Para execução do software de Monitoração On-Line foi instalado na sala de controle da subestação um servidor, que se interliga às portas seriais dos Monitores de Temperatura nos transformadores. O meio de físico utilizado para essa interligação foram inicialmente cabos tipo par-trançado blindado. Posteriormente, para facilitar a instalação da rede e reduzir seus custos, foi utilizada comunicação sem fios tipo Wi-Fi, que se encontra em operação com resultados plenamente satisfatórios, a despeito do elevado nível de interferência eletromagnética nessa subestação. A figura 5 mostra os componentes para a comunicação sem fio.

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Fig. 5 – Componentes de Comunicação do Sistema de Monitoração. (a) Módulo de comunicação Wi-fi instalado ao lado dos monitores de temperatura e demais sensores, no corpo do transformador; (b) Torre próxima à sala de controle onde foi instalado o Access Point para comunicação com os sensores nos transformadores; (c) Detalhe do Access Point com antena e sua visada para a subestação.

Para a segurança de acesso à rede Wi-fi foi adotada a filtragem de endereços MAC no Access Point, de tal forma que somente equipamentos com MAC previamente cadastrado conseguem conectar-se. Como medida adicional, foi utilizada a criptografia de dados WEP.

2.2 - Monitoração On-Line dos Transformadores do Conversor 4

Uma das principais características do sistema de monitoração implantado na SE Ibiúna é a sua modularidade, o que permite o fácil acréscimo de novas funções de monitoração ou mesmo de novos equipamentos. Aproveitando-se dessa característica, a segunda etapa de implantação da monitoração on-line para os transformadores consistiu no acréscimo de diversos sensores no Conversor 4, assim como seus respectivos módulos de software de monitoração. A tabela I a seguir relaciona os sensores instalados e suas respectivas funções, incluindo o Monitor de Temperatura que já existia nesse transformador.

Sensores instalados no transformador conversor 4, suas respectivas medições e funcionalidades autônomas locais

SensorMedições EfetuadasFunções Locais Autônomas
Monitores de Temperaturas TM1 e TM2- Temperatura do Óleo
- Temperatura do ponto mais quente dos Enrolamentos
- Corrente de carga
- Alarme e desligamento por temperatura do Óleo
- Alarme e desligamento por temperatura dos Enrolamentos
- Controle automático e manual do Resfriamento Forçado
- Pré-resfriamento do Transformador por aumento da carga
- Exercício diário dos ventiladores
- Diferencial de temperatura do Comutador Sob Carga
Monitor de Buchas BM- Capacitância das buchas
- Tangente delta das buchas
- Tendência de evolução da Capacitância
- Tendência de evolução da Tangente Delta
- Tempo para alarmes por Capacitâncias Altas/Muito Altas
- Tempo para alarmes por Tangentes Delta Altas/Muito Altas
Monitor de Gás dissolvido no Óleo- Teor de hidrogênio dissolvido no óleo do transformador (ppm)
- Temperatura do óleo no ponto de medição de hidrogênio
- Tendência de evolução do Teor de hidrogênio no óleo
- Alarmes por hidrogênio no óleo Alto ou Muito Alto
- Alarmes por tendência de evolução de H2 no óleo Alta
Módulos de Digitalização de sinais DM1/DM2- Medição de estado de contatos secos de alarme
- Medição de nível de óleo do transformador
Monitor de Umidade no Óleo do OLTC- Saturação relativa (%) de água no óleo
- Teor de água no óleo (ppm)
- Temperatura do óleo
- Tendência de evolução do Teor de água no óleo
- Alarmes saturação (%) de água no óleo Alta ou Muito Alta
- Alarmes por Teor de água no óleo Alto ou Muito Alto
- Alarmes por tendência de evolução do Teor de água Alta
Monitor de Umidade no Óleo do Transformador- Saturação relativa (%) de água no óleo
- Teor de água no óleo (ppm)
- Temperatura ambiente
- Temperatura do óleo
- Tendência de evolução do Teor de água no óleo
- Alarmes saturação (%) de água no óleo Alta ou Muito Alta
- Alarmes por Teor de água no óleo Alto ou Muito Alto
- Alarmes por tendência de evolução do Teor de água Alta
Relé de Ruptura da Bolsa- Ruptura da bolsa do tanque de expansão- Alarme por ruptura da bolsa
Monitor de Temperaturas DTM- Temperatura do Óleo nas entradas dos trocadores de calor
- Temperatura do Óleo nas saídas dos trocadores de calor
Indicador de Posição PI- Posição de tap do Comutador sob Carga

Baseado nas medições dos sensores acima, o software de monitoração os seguintes Módulos de Engenharia mostrados na tabela II para tratamento dos dados, com o objetivo de prover ao usuário os diagnósticos e prognósticos do estado do transformador.

Módulos de engenharia para diagnósticos e prognósticos de estado do transformador

Módulos de EngenhariaDiagnósticos e Prognósticos Efetuados
Envelhecimento da Isolação• Perda de Vida Útil da Isolação
• Taxa de perda de vida útil
• Extrapolação do tempo de vida restante, em anos.
Previsão de Temperatura Futura• Temperatura do enrolamento depois da estabilização térmica
• Previsão de ocorrência de alarmes ou desligamentos
• Cálculo do tempo restante para alarmes e desligamentos.
Eficiência do Resfriamento• Cálculo de temperatura esperada para o óleo em função da carga, temperatura ambiente e grupo de resfriamento em operação
• Comparação com a temperatura real medida e alarme em caso de baixa eficiência do resfriamento - temperatura medida muito acima da esperada
Manutenção dos Grupos de Resfriamento• Horas de operação dos grupos de resfriamento desde o início da operação
• Horas de operação dos grupos de resfriamento desde a última manutenção
• Média de horas de operação diária do resfriamento
• Extrapolação de tempo restante para inspeção ou manutenção
• Avisos com antecedência para inspeção ou manutenção.
Água no Óleo e no Papel• Teor de água no Óleo
• Teor de água no Papel
• Aceleração da perda de vida da isolação por excesso de água
• Temperatura de Formação de Bolhas por excesso de água no papel
• Temperatura de Formação de Água Livre por excesso de água no óleo
Diferencial de Temperatura do OLTC• Diferencial de temperatura instantâneo dos comutadores
• Diferencial de temperatura filtrado dos comutadores
Cromatografia• Medição on-line de hidrogênio dissolvido no óleo
• Alarmes por teor de H2 alto, muito alto ou tendência de aumento
• Banco de dados de análises gás-cromatográficas off-line
• Cálculo das taxas de aumento de gases
• Laudos para as análises gás-cromatográficas conforme IEC60599 e Duval
Físico-químico• Banco de dados de ensaios físico-químicos off-line no óleo
• Laudos automáticos conforme NBR10576

3.0 - EXPERIÊNCIA DE CAMPO COM A MONITORAÇÃO ON-LINE

A primeira etapa de instalação do sistema de monitoração dos transformadores conversores, que abrangeu a substituição dos termômetros mecânicos por Monitores de Temperatura, foi efetuada no período de 2006 a 2007. A segunda etapa da instalação, em que foram adicionados os demais sensores para a monitoração completa do Conversor 4, foi efetuada em Julho/2008.

A figura 6 apresenta alguns detalhes da instalação dos sensores e adaptações necessárias para tal, uma vez que os transformadores foram fabricados na década de 1980 e não possuíam as previsões para tal. A instalação como um todo foi bem sucedida, com os sensores operando conforme esperado após sua colocação em serviço.

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Fig. 6 – Instalação em campo dos sensores de Monitoração. (a) Painel com equipamentos de monitoração e sensor de temperatura ambiente; (b) Sensores de temperatura do óleo na entrada e saída dos trocadores de calor; (c) Sensores de gás e umidade no óleo do trafo; (d) Conexões aos taps das buchas; (e) Sensores de umidade e de temperatura do óleo do OLTC; (f) Sensores de temperatura redundantes para o topo do óleo; (g) Sensor de ruptura de bolsa; (h) Relé de ruptura de bolsa.

Uma vez comissionado, o sistema de monitoração iniciou a gravação das medições em banco de dados, como pode ser visto no exemplo da figura 7, onde se mostra um gráfico de temperaturas do óleo e enrolamento e teores de água no óleo do transformador e do comutador sob carga.

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Fig. 7 – Exemplo de medições gravadas em banco de dados histórico

Devido à grande área geográfica atendida por Furnas, além do grande número de transformadores utilizados, um dos principais requisitos necessários a um sistema de monitoração é o acesso remoto às informações. Para permitir esse acesso desde qualquer de suas instalações, o meio de comunicação escolhido foi a rede Intranet já existente na empresa.

Para isso, o servidor de monitoração localizado na sala de controle é conectado à Intranet, com o acesso aos dados, informações, diagnósticos e prognósticos realizado desde qualquer computador na rede da empresa.

Além disso, com os transformadores em condições normais de operação, o que se espera que ocorra na maior parte do tempo, o sistema de monitoração permanecerá em condição estática, vindo a emitir algum diagnóstico de defeito apenas eventualmente.

Para evitar a necessidade de um acompanhamento contínuo do sistema, o que acarretaria uma grande perda de tempo da equipe de manutenção, o sistema de monitoração foi equipado com um mecanismo de envio automático de e-mails em caso de qualquer anormalidade. Para isso devem ser previamente cadastrados no sistema os endereços de e-mail das pessoas a serem alertadas.

A figura 8 adiante apresenta alguns exemplos de telas típicas com medições e diagnósticos on-line do sistema de monitoração.

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Fig. 8 – Tela típica de diagnóstico do sistema de monitoração

4.0 - CONCLUSÕES

As experiências com a implantação da monitoração on-line e seus resultados práticos obtidos em transformadores Conversores HVDC têm permitido avaliar os benefícios e a efetividade da arquitetura descentralizada dos sensores, dos meios de comunicação e da solução de software empregados, bem como a robustez dos equipamentos eletrônicos instalados na SE Ibiúna, que vem mostrando bons resultados.

Dentre os benefícios proporcionados pelo sistema de monitoração instalado podemos citar:

  • Eliminação dos caros e demorados procedimentos anuais de calibração de termômetros;
  • Extensão da vida útil dos transformadores ao se detectarem rapidamente condições que poderiam levar à degradação acelerada, como por exemplo, a ruptura da bolsa do tanque conservador;
  • Redução do risco de falhas catastróficas através, por exemplo, da monitoração on-line do hidrogênio no óleo;
  • Aumento de disponibilidade do equipamento para o sistema elétrico, devido à redução das paradas para manutenção preventiva, por exemplo, para ensaios em buchas;
  • Conseqüentemente, redução dos custos de manutenção e, eventualmente, de contratação de seguros, dentre outros.

Considerando-se que se encontra em estudo no Brasil a aplicação da tecnologia HVDC para a transmissão de energia de novos empreendimentos hidrelétricos no norte do país, a experiência com a monitoração on-line de transformadores conversores na SE Ibiúna poderá ser de grande valia para o aumento da confiabilidade e máximo desempenho dessas novas aplicações.

5.0 - REFERÊNCIAS

[1]   Albuquerque, Roberto, Alves, Marcos, “Monitoração On-Line de um Banco de Autotransformadores 345-138/13,8kV 150MVA com Comutação Sob Carga”, XIX SNPTEE – Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica. Rio de Janeiro, Brasil, 2007.

[2]   Melo, Marcos A. C., Alves, Marcos, “Experiência com Monitoração On-Line de Capacitância e Tangente Delta de Buchas Condensivas”, XIX SNPTEE – Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica. Rio de Janeiro, Brasil, 2007.

[3]   Alves, Marcos, Araújo, Daniel C. P., Martins, Alvaro J. A. L., Costa, Marcelo A., “Monitoração e Diagnóstico On-Line de Transformador de Potência com Óleo Vegetal”, V Workspot – Workshop on Power Transformers, Belém, Brasil, 2008.

[4]       Alves, Marcos, Silva, Gilson, “Experiência de Campo com Monitoração On-Line de um Transformador 343MVA 230kV com 2 Comutadores sob Carga”, IV Workspot – Workshop on Power Transformers, Recife, Brasil, 2005.

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