EVOLUÇÃO DAS SUBESTAÇÕES
O caminho percorrido pelas subestações de energia elétrica até alcançar as modernas instalações de
hoje.
Cem anos não são nada se comparados com o tempo em que o homem
vem vagando pela Terra. Em termos de tecnologia, entretanto, é uma eternidade.
Quando a ABB fabricou sua primeira subestação, há aproximadamente 100 anos,
quem teria pensado que uma subestação típica seria como é hoje. Até então, os
disjuntores utilizados eram volumosos e complicados, exigindo uma supervisão
constante e manutenção frequente.
Grande parte do século XX foi focada no desenvolvimento de novas
tecnologias que ampliariam a capacidade, a disponibilidade e limitariam a
manutenção. Da mesma maneira, foram sanados problemas de tamanho,
velocidade e automação. Alguns desses desenvolvimentos e inovações levaram ao
lançamento, nos anos 1960, do painel de manobra isolado a gás (GIS). Esses
painéis, menores e mais compactos, reduziram as dimensões de uma subestação
convencional com isolamento a ar em quase 90%. Nos anos 1970, a proteção
eletromecânica convencional foi substituída pela proteção estática (amplificadores
operacionais) e inovações adicionais resultaram nos sistemas atuais de proteção e
controle numérico, incorporando múltiplas funções e tarefas, que se comunicam com
outros sistemas por meio da tecnologia digital.
As concessionárias de energia podem operar e controlar remotamente as
subestações sem a necessidade de uma pessoa no local. Subestações préprojetadas, pré-fabricadas e modulares estão disponíveis em diversas configurações
AIS e GIS, permitindo prazos de entrega curtos e uma alta qualidade de instalação.
Quando
a
construção
dos
sistemas
elétricos
iniciou,
de
fato,
aproximadamente há cem anos, as redes não eram particularmente confiáveis. Os
disjuntores eram mecânica e eletricamente muito complicados e necessitavam de
manutenção frequente. As interrupções devidas à manutenção eram normais ao
invés de serem uma exceção. A invenção das chaves seccionadoras certamente
ajudou a aumentar a disponibilidade dessas redes elétricas. As configurações
unifilares eram de tal forma que cercavam os disjuntores com diversas chaves
seccionadoras de modo que as partes adjacentes à instalação de manobra eram
mantidas em serviço enquanto a manutenção era executada nos disjuntores. Essas
ideias levaram aos esquemas 1a e 1b de barramento duplo e de barramento duplo
mais transferência.
Além das questões de manutenção, os unifilares eram escolhidos para
limitar as consequências de falhas primárias no sistema de energia (por exemplo, se
o disjuntor comum falhou ao abrir em uma falha primária em um dispositivo de saída
ou se ocorreu uma falha no barramento). Para as configurações mostradas em 1a e
1b, esses tipos de falhas levarão à perda de todos os dispositivos conectados ao
barramento. Para limitar essas consequências, enquanto ainda mantém os aspectos
de manutenção, foram introduzidas as configurações unifilares 1c e 1d, com 1½ e 2
disjuntores.
Os disjuntores de hoje requerem menos manutenção que seus
predecessores. De fato, os disjuntores SF6 têm, geralmente, um intervalo de
manutenção (no qual os componentes primários precisam ser tirados de serviço) de
15 anos. As seccionadoras instaladas ao ar livre, no entanto, ainda conservam um
intervalo de manutenção de cerca de quatro a cinco anos em áreas em que há
pouca ou nenhuma poluição. É necessária uma manutenção substancialmente mais
frequente se a chave estiver localizada em áreas com poluição natural (isto é, areia
ou sal) ou industrial.
Embora as chaves seccionadoras, ou uma função de desconexão, sejam
necessárias, suas necessidades de manutenção simplesmente não são práticas
nem econômicas. Diversos conceitos inovadores em equipamentos de manobra
para subestações isoladas a ar (Air Insulated Substations – AIS) tornaram
redundante a tradicional chave seccionadora ao ar livre. Essa função de desconexão
foi agregada ao próprio disjuntor ou a ele integrada. Isso não apenas amplia a
disponibilidade da subestação como também ajuda a reduzir a área ocupada em
aproximadamente 50%. O impacto de passar de uma solução tradicional, por
exemplo, de 1½ disjuntor para uma AIS de 400 kV com disjuntores e chaves
seccionadoras para uma solução combinada (disjuntor seccionador) está mostrado
na Figura 3. As vantagens de uma área ocupada reduzida incluem a redução de
custos para a aquisição e preparação do terreno, a facilidade de reforma das
subestações existentes e a considerável redução do impacto ambiental, devido à
redução de materiais e, portanto, menos poluição.
Os transformadores de medição atuais
Os transformadores de medição transmitem as informações sobre as
correntes e tensões primárias para o equipamento secundário (proteção, controle e
medição). Historicamente, esses transformadores eram grandes aparatos compostos
de materiais isolantes, como cobre e ferro. Eles também eram utilizados para
alimentar o equipamento eletromecânico secundário. Atualmente, o equipamento
secundário obtém sua energia operacional a partir de uma fonte de alimentação
separada, ou seja, bateria.
Além disso, graças ao aparecimento da tecnologia de fibra ótica, os
grandes e velhos transformadores de medição podem ser substituídos por sensores
de fibra ótica que fornecem informações sobre as correntes e as tensões primárias.
Esses valores são transformados em sinais digitais de fibra ótica que alimentam os
equipamentos secundários. A substituição dos transformadores de medição
tradicionais por sensores óticos reduz ainda mais a área ocupada pela instalação de
manobra e os seus custos, ao mesmo tempo em que provê equipamentos
secundários mais flexíveis e seguros.
Figura 1 – Diferentes tipos de configurações unifilares: barramento duplo A, barramento duplo, mas de
transferência B, 1½ disjuntor C e 2 disjuntores D a E B focam a manutenção, ao passo que C e D cobrem tanto
os aspectos de manutenção quanto de falhas.
Figura 2 – Módulos de manobra inovadores com a função de desconexão montada no disjuntor ou a ele
integrada.
Subestações invisíveis
Não
apenas
a
tecnologia
por
detrás
das
subestações
mudou
drasticamente nos últimos cem anos como também sua aparência. Muitas
subestações eram, originalmente, construídas nos subúrbios de pequenas ou
grandes cidades, portanto, a aparência não era tão importante. Entretanto, muitas
dessas subestações têm sido, desde então, absorvidas pela expansão urbana das
últimas décadas. Muitos daqueles que vivem próximo a elas começaram a achar
desagradável sua aparência, assim como a poluição sonora causada pelo zumbido
dos transformadores de potência. Para resolver este problema, as subestações
foram colocadas em prédios que estão em harmonia com aqueles ao seu redor e,
portanto, elas ficaram “invisíveis”.
Uma área ocupada reduzida, de 40% a 50% para soluções AIS em recinto
fechado, e de 70% a 80% para soluções GIS em recinto fechado, simplificou muito
este processo. Localizar o equipamento em um recinto fechado aumenta a
disponibilidade e a confiabilidade da subestação, visto que o risco de falhas
primárias,
devidas
a
animais
e
à poluição
atmosférica
ou industrial,
é
significativamente diminuído para AIS e totalmente eliminado para GIS. Além disso,
torna-se possível a supervisão remota do prédio. As subestações também ficam
protegidas contra roubos e o ruído do zumbido é bastante reduzido. Subestações
GIS
subterrâneas,
que
tornam
a
subestação
realmente
invisível,
foram
implementadas na parte central de cidades do mundo todo, regiões que não
permitem a implantação de subestações no nível do solo (Figura 4).
Uma redução da área ocupada pela subestação significa custos menores
para a aquisição e preparação do terreno. A reforma das subestações existentes é
mais fácil e o impacto ambiental é consideravelmente reduzido.
Os engenheiros devem levar em conta duas considerações importantes
quando estiverem construindo novas subestações em áreas urbanas: o tamanho e a
segurança. Preços de bens imóveis significam que o espaço necessário para essas
subestações devem ser mantidos em um mínimo, e que se aplicam padrões mais
altos para a segurança pessoal em subestações em áreas habitadas.
Figura 3 – Impacto da mudança de disjuntores tradicionais de 400 kV e chaves seccionadoras (esquerda) para
uma solução combinada (disjuntor seccionador). Observe a redução no tamanho da área ocupada.
Figura 4 – Subestação subterrânea “invisível”. A cascata refrigera e abafa o zumbido do transformador de
potência a, os moradores locais são convidados a dar suas opiniões em um projeto proposto b e uma instalação
de manobra GIS subterrânea c.
Figura 5 – Subestação pré-fabricada: subestação antiga a, subestação nova b e o interior da nova subestação
com um transformador de potência no meio, a alta-tensão à direita e a média-tensão e equipamento secundário
à esquerda c.
Subestações pré-fabricadas para locais fechados
Uma subestação pré-fabricada permite uma instalação rápida e fácil no
local, diminuindo o tempo total do projeto e minimizando o incômodo para os
vizinhos. Ao mesmo tempo, a qualidade do fornecimento é melhor, devido ao teste
completo na fábrica antes do envio. Um exemplo é a subestação de distribuição com
um transformador de até 16 MVA, modelo Malte, que consiste de módulos préfabricados testados na fábrica antes do envio. O cabeamento primário e o
secundário entre os módulos são preparados de modo a permitirem uma conexão
rápida. Essa subestação, especificamente, é constituída por três módulos principais:

módulo transformador de potência que consiste no transformador de potência
principal, em uma fundação pré-fabricada que também age como um poço de
contenção de óleo, paredes e telhado.

módulo de alta-tensão (HV) equipado com um disjuntor removível de 52 kV.
Este módulo não exige nenhuma fundação, visto que é conectado à lateral do
transformador de potência.

módulo de média-tensão (MV) cujos equipamentos de manobra são
montados em cubículos. Neste módulo, estão incluídos: relé, equipamento
auxiliar AC/DC e de controle para toda a subestação. Assim como o módulo
HV, este também é conectado ao módulo do transformador.
Sistema secundário da subestação
Como
sua
contraparte
primária,
os
sistemas
secundários
das
subestações também mudaram muito ao longo dos anos. Os dias de operação
manual, por exemplo, foram substituídos por uma forma mais sofisticada de
gerenciamento de informações. O sistema secundário em uma subestação moderna
é utilizado para:
• proteção e supervisão de sistemas primários;
• acesso local e remoto aos dispositivos do sistema de potência;
• funções locais manuais e automáticas;
• links e interfaces de comunicação dentro do sistema secundário;
• links e interface de comunicação para os sistemas de gerenciamento de rede.
Todas essas funções são executadas por um Sistema de Automação de
Subestações (Substation Automation System – SAS) que contém dispositivos
secundários programáveis, conhecidos como Dispositivos Eletrônicos Inteligentes
(Intelligent Electronic Devices – IEDs) para o controle, monitoramento, proteção e
automação. As características típicas de um IED incluem:
• pode ser utilizado por uma ou mais baias da instalação de manobra;
• possui uma funcionalidade de proteção independente para cada alimentador;
• executa cálculos em alta velocidade e em tempo real, o que irá disparar um sinal
de trip, se necessário;
• é planejado como um dispositivo combinado de proteção e controle, mas pode
também funcionar como um dispositivo separado de controle ou de proteção;
• poder se comunicar com todos os outros IEDs.
Para aumentar a confiabilidade e a disponibilidade do SAS, a parte de
proteção pode ser duplicada para prover uma redundância do sistema. Para a
redundância completa, todos os IEDs e o sistema de suporte (como a fonte de
alimentação) devem ser duplicados, a fim de assegurar que os dois sistemas
possam trabalhar independentemente um do outro.
Observe a imagem na próxima página.
Figura 6 – Estrutura de um sistema moderno de controle e proteção.
Figura 7 – Pré-fabricação de um sistema de relé e controle: teste em fábrica do equipamento completo da
subestação a, transporte dos módulos inteiros para o local b e equipamento em serviço no local C.
Pré-fabricação
A pré-fabricação e o pré-teste do equipamento de automação da
subestação estão se tornando rapidamente uma regra para uma subestação
moderna. O sistema é entregue em seções que contêm todas as funções
necessárias para uma parte do sistema primário e essas seções são então
conectadas por meio de fibra ótica (Figura 7). Entre as vantagens da pré-fabricação,
estão:
• os custos totais podem ser reduzidos devido à otimização da fabricação e do teste;
• a qualidade é superior porque o módulo foi completamente testado na fábrica e é
transportado com a instalação elétrica totalmente intacta;
• devido à maior parte da montagem e do teste serem terminados antes do envio, o
tempo gasto no local é consideravelmente reduzido;
• a pré-fabricação é apropriada tanto para projetos novos como para projetos de
modernização;
• as melhorias futuras são simplificadas e podem ser feitas com um menor tempo de
interrupção, substituindo a estrutura pré-fabricada completa.
Comunicação
A comunicação efetiva e rápida entre IEDs é essencial em um SAS. A
comunicação numérica foi utilizada por muitos anos nas subestações entregues pela
ABB, mas a falta de protocolos padronizados limitou a eficiência do SAS e restringiu
a combinação de IEDs. A fim de superar este problema, foi desenvolvido um padrão
para a comunicação de subestações, conhecido como o padrão de comunicação
IEC 61850.
As subestações modernas são, geralmente, operadas remotamente e a
comunicação entre a subestação e o centro de controle remoto é feita por uma
ampla rede de área (WAN). Hoje em dia, novas conexões de linhas aéreas ou cabos
de alimentação são equipados com fibra ótica a fim de habilitar o sistema de
comunicação de proteção para a WAN.
Olhando para o futuro
Os últimos cem anos viram a economia mover-se da era industrial para a
era da informação. Um grande número de ideias fascinantes, em particular a World
Wide Web, alterou o modo como muitas pessoas e empresas vivem e trabalham. A
disponibilidade da Internet para grandes empresas agilizou e facilitou o contato com
o cliente. Os projetos podem ser executados utilizando um banco de dados comum
avaliado por ambas as partes.
Os equipamentos de potência utilizados nas subestações do futuro serão
ainda mais integrados e compactos, enquanto as funções de medição e todas as
funções secundárias serão feitas utilizando fibras óticas.
No futuro, os equipamentos de potência das subestações serão
ainda mais integrados e compactos, enquanto as funções de medição e
todas as funções secundárias serão feitas utilizando conexões de fibras
óticas. Em outras palavras, toneladas de porcelana, cobre e ferro serão
substituídas por apenas algumas conexões de fibras óticas. Isto acelerará
ainda mais o processo de entrega, reduzirá a área ocupada pela subestação
e a tornará mais ecológica.
Por Hans-Erik Olovs Eson e Sven-Anders Lejdeby. Disponível em:
<http://www.osetoreletrico.com.br/web/a-revista/edicoes/98-evolucao-das-subestacoes.html> Acesso
em: 11 de jul de 2013. Texto com adaptações.