JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
FALHAS OCULTAS (HIDDEN FAILURES) EM SISTEMAS DE PROTEÇÃO E SEU
IMPACTO NO SISTEMA ELÉTRICO DA CTEEP
Daniel Nascimento Barbin
Elder Ferreira Kobayashi
Bruno Giacomini Isolani
Engenheiro SR Análise
Departamento de Operação - OP
CTEEP - Brasil
[email protected]
Engenheiro SR Análise
Departamento de Operação - OP
CTEEP - Brasil
[email protected]
Engenheiro JR Análise
Departamento de Operação - OP
CTEEP - Brasil
[email protected]
Categoría
Sistemas de controle, proteção e telecomunicações.
RESUMO
Com a reestruturação do setor elétrico brasileiro, novos competidores e investidores foram introduzidos no
mercado de energia, modificando o comportamento gerencial das empresas. O mercado mais exigente e a
busca pela qualidade na prestação dos serviços favoreceram o aumento da competitividade entre as
empresas e desencadearam um movimento de otimização nos processos de geração e transmissão de
energia elétrica. Em razão deste contexto foi necessário que as empresas discutissem e avaliassem os
procedimentos de operação, manutenção e planejamento, com vistas agora à disponibilidade, confiabilidade
e significativa redução de custos.
Em continuidade ao processo de reestruturação, foi estabelecido pela ANEEL um mecanismo de penalidade
denominado Parcela Variável – PV, onde a indisponibilidade dos ativos de transmissão é onerada por um
desconto sobre sua receita. O objetivo da criação desse mecanismo é incentivar a maximização da
disponibilidade dos equipamentos e instalações e a melhoria dos serviços prestados pelas transmissoras.
Diante dessa nova realidade, os desligamentos forçados dos ativos de transmissão (Linhas de Transmissão,
Reatores, Transformadores, Compensadores Síncronos etc.) com duração superior a um minuto são
passíveis de aplicação da PV. Nesse cenário, a identificação e o tratamento das falhas ocultas presentes
nos elementos de proteção dos diversos equipamentos existentes em uma subestação de energia, passam
a ser de fundamental importância.
PALAVRAS CHAVES.
Falhas Ocultas, Proteção, Confiabilidade, Disponibilidade.
INTRODUÇÃO
Antes de desenvolver a análise de falhas ocultas
deve-se notar que este tipo especial de falha é
aplicável a todos os elementos do sistema de
proteção, tais como transformadores de potencial
(TP), transformadores de corrente (TC), cabos,
terminais e conectores, todos os tipos de relés,
canais, etc.. Assim, uma falha oculta é um defeito
a partir do qual qualquer um dos elementos do
sistema de proteção pode sofrer. O conceito
fundamental é que esses defeitos por si mesmos
continuam a passar despercebidos. Falhas ocultas
são normalmente desencadeadas por outros
eventos no sistema, tais como falhas ou mudanças
nas condições do Sistema de Potência.
A falha oculta é um defeito permanente no sistema
de proteção que fará com que um sistema atue de
forma incorreta e inadequada, removendo um
elemento de circuito como uma conseqüência
direta de outro evento. Seus efeitos podem
aparecer em todos os momentos em sistemas de
proteção, mas são fundamentais quando o sistema
é submetido à uma falta ou sobrecarga. A simples
configuração errada de um relé de proteção
também pode ser definida como uma falha oculta.
Falhas ocultas sempre existiram, e sua eliminação
não é possível pela simples realização de
manutenções periódicas. Elas são excepcionais e
podem contribuir para eventos catastróficos como
um apagão em uma determinada região de carga,
1
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
ou ainda promover desligamentos em cascatas no
sistema de potência.
1
MECANISMOS DE FALHAS OCULTAS
Na seqüência de um evento anormal, como uma
falta, uma falha oculta pode levar a um mau
funcionamento do sistema de proteção. Esta
ligação entre as perturbações no sistema de
potência e as falhas nos sistemas de proteção,
será relacionada neste capítulo, para cada
esquema de proteção contido neste trabalho.
O objetivo da análise de falhas ocultas é
determinar em que condições uma falha oculta
pode levar a uma atuação incorreta da proteção
(perda de segurança).
Uma falha oculta no temporizador da zona 2 do
relé de distância R1 fornece um exemplo desta
ligação. Conforme mostrado na Figura 1, duas
falhas são consideradas: uma falha (F1) na zona 2
e outra falha (F2) fora da zona 2. O elemento
temporizador da zona 2 do R1 está ajustado em
300ms. Embora esta falha oculta esteja em uma
área “escondida” (defeito no hardware do relé),
acredita-se que uma proporção muito significativa
de falhas ocultas estejam escondidas no sistema
de lógica. Além disso, com uma maior utilização de
relés digitais, os quais são concebidos com
capacidade de auto-diagnóstico, a probabilidade
de encontrar falhas de hardware escondidas
dentro do relé é consideravelmente reduzida.
Figura 2 – Esquema Lógico da Falta 1 vista por R1
.
Conforme mostrado na Figura 3, a falha em F2
(ver figura 1) faz com que haja a partida correta da
zona 3, porém a falha oculta no temporizador 2
não causará o seu mau funcionamento. Isto por
que o tempo ajustado para o temporizador T3 é
suficiente para que ocorra a atuação da proteção
R3, promovendo o desligamento instantâneo do
seu disjuntor e conseqüentemente a eliminação da
falta. Claramente, neste caso a falha oculta
localizada no temporizador T2 não causa o mau
funcionamento
do
sistema
de
proteção,
especificamente para a zona 3.
Figura 3 – Esquema Lógico da Falta 2 vista por R1
Figura 1 – Mecanismos das Falhas Ocultas
Conforme mostrado no diagrama de lógica na
Figura 2, a falta em F1 provocará a partida da zona
2, porém o desligamento do disjuntor em B1
somente ocorrerá após decorrido o tempo ajustado
para a zona 2. No entanto, se o temporizador não
estiver funcionando corretamente, ou se o
temporizador
T2
estiver
permanentemente
fechado, a falta em F1 provocará a atuação da
proteção
R1,
desligando
o
disjuntor
instantaneamente, de maneira descoordenada.
Assim, uma falha na linha 2 fará com que ambas
as linhas 1 e 2 atuem instantaneamente.
1.1
REGIÃO DA VULNERABILIDADE
Os dois últimos exemplos mostram que,
dependendo da localização, uma falha oculta pode
ou não ser crítica. A região de vulnerabilidade
associada à uma falha oculta de um relé, é uma
área onde parte do sistema de potência ou todo
ele, fica exposta a uma atuação incorreta do relé
de proteção. Para cada falha oculta e para cada
tipo de relé corresponde uma região de
vulnerabilidade. A região de vulnerabilidade de um
relé é uma combinação de zonas de
vulnerabilidade correspondente a cada um dos
modos de falha ocultos.
2
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
1.2
EXEMPLOS DE ELEMENTOS MAIS
PRESENTES NOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO.
Para analisar o potencial das falhas ocultas no
sistema elétrico, neste trabalho vamos considerar
alguns elementos mais presentes nos sistemas de
proteção do sistema elétrico de potência, conforme
abaixo:



alcançado, com o objetivo de proteger 80-90% de
uma linha. Se ocorrer uma falha à 20-10%
restantes da linha (ver Figura 5), esta será
eliminada instantaneamente pelo relé e disjuntor
na subestação remota, e pela zona 2 de proteção
na subestação local, com o atraso de 0,4
segundos, ou conforme ajuste definido em estudo.
Relés de Distância e suas zonas de proteção.
Relés de Sobrecorrente em Linhas de
transmissão.
Relés diferenciais utilizados na proteção de
Barras e Transformadores.
Figura 5 – Zona onde as faltas são instantaneamente eliminadas.
1.3
RELÉ DE DISTÂNCIA
O princípio de funcionamento do relé de distância
baseia-se na relação entre os fasores de tensão e
corrente, chamada de impedância aparente: Z = V
/ I. A impedância da linha de transmissão por
quilômetro é conhecida com exatidão. Em caso de
uma falha, um cálculo linear permite avaliar com
precisão a distância entre o relé e a localização de
falhas: a impedância vista pelo relé é proporcional
à distância para a falha.
Para esta discussão, a forma exata das
características em uso não é importante. Eles
poderiam muito bem ser todos mhos, todos
quadriláteros, ou uma combinação de relés mho e
reatância.
1.5
ZONA 3
A zona 3 oferece uma função de proteção de backup, possuindo para tanto uma temporização que
varia entre 1 e 2 segundos, conforme o estudo
realizado. Por exemplo, abrange toda a linha
protegida (linha 1, Figura 6) e 150% da linha mais
longa conectado no seu terminal remoto, linha 2. A
zona 3 deve ter seus ajustes coordenados com as
proteções das linhas 2, 3 e 4 (Figura 6).
Figura 6 – Fenômenos de “Infeed”
A regra para configuração da zona 3 mencionado
acima nem sempre atende todas as circunstâncias,
mas ilustra bem o objetivo de proteção da zona 3,
que é o de superar a linha 2. No entanto, este
objetivo pode ser difícil de conseguir quando várias
linhas estão ligadas à linha 1 e não há alimentação
de outros circuitos.
Considere a falta na linha 2, conforme mostrado na
Figura 6, e as contribuições de corrente (“infeed”)
para a citada falta, provenientes das linhas 1, 3 e
4.
A impedância aparente vista pelo relé “R” não será
apenas a soma das impedâncias de linhas
individuais. Por causa da alimentação das linhas 3
e 4, a impedância vista na localização do relé
mudou para:
Figura 4 – Zonas de alcance do relé de distância.
1.4
ZONA 1 E ZONA 2
As zonas 1 e 2 de um relé de distância são
utilizadas para proteger 100% da linha sem a
intervenção do canal de teleproteção. A zona 1
fornece proteção instantânea: uma falha na zona 1
é eliminada sem qualquer atraso intencional. A
zona 2 é atrasada a fim de coordenar com a zona
1 dos circuitos adjacentes. O temporização da
zona 2 normalmente é fixada em 400ms e em
alguns casos destina-se a fornecer uma proteção
“back-up” para o barramento da outra extremidade.
A zona 1 normalmente possui seu ajuste sub
Zline1 ' = Z1+k _Z2 _(1+I4/I1+I3/I1)
3
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
1.7
ZONA VULNERABILIDADE DE UM RELÉ
DE DISTÂNCIA
Há uma zona de vulnerabilidade associada a cada
modo de falha oculta em qualquer relé. Esta zona
é uma região física do sistema de potência, de
maneira que se uma falha ocorrer na citada região,
onde haja um relé com uma falha oculta, o mesmo
irá atuar incorretamente. Em geral, quando ocorrer
uma falta no sistema, haverá a partida de algum
elemento do relé, que conseqüentemente
provocará a atuação do circuito de desligamento
associado. Claramente, a zona de vulnerabilidade
depende do tipo de relé, do arranjo do circuito de
controle, e da natureza da falha oculta. A
determinação da região de vulnerabilidade é o
primeiro passo para proceder à análise das
relações entre os desligamentos que levam à
contingências múltiplas.
Em comparação com a impedância aparente:
Zline1 = Z1 + Z2 k
Como Zline1 '> Zline1, a impedância aparente
Zline1’ é maior do que Zline1. Neste caso, uma
configuração comum "linha 1 + 150% da linha
adjacente mais longa", linha 2, por exemplo,
poderia provocar uma atuação incorreta da
proteção. A configuração e o ajuste parametrizado
no relé podem ser muito curtos e incorrer no
subalcance da extremidade remota da linha 2
1.6
ANÁLISE DE FALHAS OCULTAS (AFO)
Vários tipos de relés de distância estão atualmente
em uso, como eletromecânicos, eletrônicos e
digitais. Em todos os casos funções similares
estão presentes, como relés com característica
mho, relés de impedância e reatância, relés
quadrilaterais, etc. Estes, juntamente com os
temporizadores, e bobinas de atuação, formam os
circuitos de controle, como mostrado na Figura 7.
Como a Análise de Falhas Ocultas é baseada na
funcionalidade, o esquema de lógica utilizado
viabiliza a análise das possíveis falhas ocultas.
1.8
RELÉ
DE
SOBRECORRENTE
DIRECIONAL
A diferença entre uma função de sobrecorrente e
uma função direcional de sobrecorrente é que esta
última possui uma característica extra associada à
direção da corrente medida, e não apenas ao
módulo da corrente medida.
Para que isto seja possível, deverá haver, para
cada relé, uma referência de tensão, ou seja, os
mesmos deverão ser polarizados.
Há duas funções direcionais de terra: aquela para
corrente de fase e aquela para corrente de terra. O
código ANSI para a função direcional de
sobrecorrente é (67).
A figura 8 mostra uma conexão trifásica para 3
relés de sobrecorrente de fase e 1 relé de
sobrecorrente de neutro.
Figura 7 – Esquema lógico básico de um relé de distância.
Tabela 1 – Nomenclatura dos elementos de
proteção e controle
Figura 8 – Relés de Sobrecorrente Direcional de fase (67A, 67B e 67C) e de neutro
(67N).
4
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
Figura 9 – Zona protegida por relés de sobrecorrente
Figura 10 – Diagrama esquemático de um relé de sobrecorrente direcional
1.9
FILOSOFIA
DE
ATUAÇÃO
E
APLICAÇÃO
A função direcional de sobrecorrente deve atuar
apenas se duas condições forem satisfeitas:
Tabela 2 - Nomenclatura e elementos Esquema de
Proteção de relés de sobrecorrente direcional.
a) Intensidade de corrente acima do limite
mínimo de ajuste;
b) Corrente em um determinado sentido
Sobrecorrente + Elemento Direcional = Direcional de Sobrecorrente
Para este caso, dois modos de falhas ocultas são
considerados:
Os relés são conectados para atuar, por exemplo,
para correntes saindo da barra para a linha. Caso
haja corrente no sentido inverso, mesmo que de
grande intensidade (condição de curto-circuito),
essa função direcional de sobrecorrente não atua.
Essa característica é muito importante para um
esquema adotado de proteção, uma vez que,
delimitando as condições com a imposição do fator
direção, há maiores facilidades para obter
seletividade (isto é, desligar o mínimo de
componentes do sistema, para isolar a falha) no
menor tempo possível.
As funções direcionais de sobrecorrente de fase e
de terra são utilizadas principalmente para a
proteção
de
linhas
de
transmissão
e
subtransmissão, geralmente como proteção de
retaguarda. Em alguns casos raros, também se
utiliza para a proteção de transformadores, quando
o fator “direção” torna-se necessário para uma boa
coordenação da proteção em um sistema elétrico.
a) Perda de direção e;
b) Falha do temporizador.
Figura 11 – Simulação da falta 1.
1.11
PROTEÇÕES DE BARRAS
Um sistema elétrico de potência compreende
subestações associadas às usinas geradoras,
subestações de manobra e subestações
transformadoras, interligadas por linhas de
transmissão de modo a possibilitar o fluxo de
potência elétrica das fontes de suprimento aos
centros de carga.
Dentro de uma subestação, o conjunto de
condutores que tem a finalidade de servir de
ligação comum para mais de um circuito é
denominado barramento.
Assim, a proteção eficiente de barras é um objetivo
importante de ser alcançado, visto que, via de
regra, os barramentos são o nó de ligação das
entradas e saídas dos equipamentos de uma
subestação. Por isso, uma proteção ineficiente
1.10
ANÁLISE DE FALHAS OCULTAS (AFO)
Como antes, a AFO é baseada na análise
funcional do circuito de controle, conforme a
seguir:
5
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
pode colocar em risco a integridade de todo o
sistema
e,
dependendo
do
tempo
de
recomposição, as conseqüências quase sempre
têm alto impacto, quer na segurança, quer na
operacionalidade.
Figura 13 – Proteção Diferencial de Barras com TC curto-circuitado.
1.12
PROTEÇÃO DIFERENCIAL COM RELÉS
DE SOBRECORRENTE
A maioria das proteções diferenciais de barras
utiliza relés de sobrecorrente no circuito diferencial.
Este esquema de proteção é mais confiável do que
seguro, podendo o relé atuar para uma falta
externa, em caso de saturação do TC.
Normalmente, o relé de sobrecorrente é ajustado
com um valor baixo de corrente de partida,
digamos 0,25 A. Esse ajuste é definido levando-se
em conta que, as pequenas desigualdades nos
valores de correntes secundárias dos TC’s, não
provoquem a atuação da proteção de barras para
faltas externas.
Conforme explicado acima e ilustrado na figura 13, se o fluxo de corrente no alimentador, cujo TC
encontra-se curto-circuitado, for da ordem 0,1 A,
não haverá atuação do relé, uma vez que a
corrente de partida ajustada é maior que a corrente
circulante na malha diferencial. Entretanto,
havendo uma falta externa à malha diferencial ou a
circulação de uma corrente maior do que a
ajustada no relé (0,5 A, ver Figura 14) pode ocorrer
a atuação da proteção diferencial. Notar que,
ocorrendo a saturação do TC, também podemos
considerar que seria uma falha oculta semelhante.
Figura 12 – Proteção Diferencial de Barras com relé de sobrecorrente
Figura 14 – Proteção Diferencial de Barras com TC curto-circuitado.
Nota: a saturação do transformador de corrente
leva à mesma falha oculta.
1.13
ANÁLISE DE FALHAS OCULTAS
Normalmente, dependendo do trabalho de
manutenção que está sendo realizado no sistema
de proteção, é usual que os circuitos de corrente
secundária provenientes dos transformadores de
corrente (TC’s) sejam curto-circuitados. Em alguns
casos pode acontecer que quando o circuito de
proteção
é
recolocado
em
serviço,
inadvertidamente
um
dos
curtos-circuitos
colocados seja esquecido. Caso isto aconteça,
dependendo da carga do circuito alimentador, cuja
entrada de corrente encontra-se curto-circuitada, o
relé de sobrecorrente não irá operar. Este defeito,
então, permanece sem ser detectado, e constitui
uma falha oculta. Assim a corrente proveniente do
TC é igual a zero e se a carga do alimentador for
alta, capaz de sensibilizar o relé, ou se houver uma
falha externa, o relé irá atuar e promover o
desligamento da barra.
1.14
RELÉS
DIFERENCIAIS
DE
ALTA
IMPEDÂNCIA
A filosofia para este tipo de relé é a mesma
empregada no item anterior. A diferença entre os
dois tipos de relés consiste na larga capacidade de
utilização de relés de alta impedância com TC’s
saturados (o fenômeno de saturação de TC pode
ocorrer quando o primário for percorrido por uma
corrente muito elevada, comprometendo a relação
de transformação deste equipamento. Neste caso,
a corrente refletida no secundário será bem menor
que a obtida teoricamente pela relação).
Assim sendo, uma falta externa com um alto valor
de corrente de curto-circuito, pode levar à
saturação do TC. Para evitar este mau
funcionamento, são utilizados os relés diferenciais
de alta impedância (tensão), os quais possuem um
6
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
circuito LC em série com a sobrecorrente, ajustada
para a freqüência de 60 HZ, objetivando evitar que
o relé de tensão tenha uma operação errônea
devido às componentes DC ou harmônicos.
lados de AT e de BT do trafo. Nas filosofias mais
atuais, a proteção atua sobre um conjunto de relés
auxiliares de desligamento (94) e sobre os relés de
bloqueio (86).
Figura 15 – Princípio de Operação do relé diferencial de Alta Impedância (tensão)
Figura 17 – Esquema de ligação da proteção diferencial
1.15
PROTEÇÕES DE TRANSFORMADORES
Os transformadores de força (TF´s) se constituem
como um dos mais importantes equipamentos de
uma Subestação de Alta Tensão, podendo
associar-lhes a responsabilidade maior, qual seja,
adequar os níveis de tensões de transmissão e de
distribuição da energia elétrica disponibilizada
numa dada unidade de produção ou de distribuição
e ainda, a de manter com segurança e
confiabilidade, o atendimento à uma dada
demanda e suprimento dessa energia, a ser
realizado através de uma Subestação.
Os cuidados maiores requeridos por essa proteção
diferencial, dizem respeito às polaridades dos TC’s
que a alimentam, da sensibilidade de ajuste
(slope), bem como, de seus desempenhos para
faltas fora da zona diferencialmente protegida e
faltas limitadas por impedâncias de alto valor
dentro da própria zona protegida pelo relé (faltas à
terra através de arco voltaico nos enrolamentos),
além dos comportamentos dos TCs AT e BT com
relação aos valores das correntes de CC-trifásicos
passantes pelo TF (faltas no lado de BT do TF).
Estes aspectos são os grandes contribuintes para
as falhas ocultas.
1.17
PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE
Os transformadores de correntes (TC´s) que
alimentam as proteções de sobrecorrentes devem
ser dimensionados em função dos diferentes níveis
de correntes de cargas atendidas e em função dos
valores das correntes de curtos-circuitos trifásicos
(rms) nas respectivas barras, de tal forma, a
suportarem as elevadas correntes passantes, sem,
contudo atingirem a condição de saturação. (Icc <<
I saturação ou Isc-nom = 20 x Inom-tc).
Figura 16 - Diagrama Unifilar geral da Proteção de Transformadores
1.16
PROTEÇÃO DIFERENCIAL
As filosofias de ajustes para os relés diferenciais
são perfeitamente definidas, isto é, a proteção
diferencial é extremamente seletiva, tal que, uma
vez operada, ela atua sobre um relé auxiliar de
bloqueio (Nº86), o qual transfere a ordem de
desligamento para os disjuntores instalados nos
1.18
ANÁLISE DAS FALHAS OCULTAS
Vários tipos de relés de proteção para
transformadores são utilizados atualmente, tanto
digitais como eletromecânicos. Em todos os casos,
o conjunto composto pelos relés de proteção
temporizadores e bobinas de atuação forma os
7
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
Qtde.
Eqpto. Desligamentos
CS
6
CS
2
8
circuitos de controle, e assim sendo a análise das
falhas ocultas se baseia na funcionalidade dos
esquemas utilizados. Destaca-se também a
importância da análise sobre o comportamento dos
TC’s, para que não ocorram saturações e com isso
a atuação errônea das proteções.
PV (R$)
715 483.45
267 713.76
983 197.21
Descrição da ocorrência
Outros Motivos
Falha Oculta
CS - Compensador Síncrono
Qtde.
Eqpto. Desligamentos
LT
34
LT
6
40
LT - Linha de Transmissão
2. METODOLOGIA
PARA
ANÁLISE
DO
IMPACTO DAS FALHAS OCULTAS NAS
SUBESTAÇÕES DA CTEEP
Para o levantamento das perdas de receita
decorrentes da aplicação da parcela variável e do
comprometimento do valor do pagamento base
(PB), foram colhidas apenas informações de
ocorrências de outros desligamentos (ocorrências
forçadas) no período de Janeiro de 2009 até
Setembro de 2011, constituindo para o estudo um
bom universo de valores.
Não foram considerados neste estudo os
desligamentos, cujos equipamentos, encontravamse sob franquia, e sim somente aqueles em que
houve
penalização.
Também
não
foram
considerados os desligamentos programados
(manutenção), e sim somente, os desligamentos
forçados, ou seja, aqueles cujo equipamento se
encontrava em operação.
As falhas ocultas que deram causa aos
desligamentos forçados e conseqüentemente às
penalizações pela aplicação da resolução ANEEL
nº 270 (Parcela Variável por Indisponibilidade)
foram identificadas e analisadas.
As tabelas a seguir exibem os dados resumidos
dos desligamentos de Linhas de Transmissão,
Transformadores,
Reatores,
Compensadores
Síncronos e Módulo Geral (Barras).
Qtde.
Eqpto. Desligamentos
MG
11
MG
1
12
MG - Módulo Geral (Barras)
Qtde.
Eqpto. Desligamentos
RE
15
RE
0
15
RE - Reator
Qtde.
Eqpto. Desligamentos
TR
59
TR
4
63
PV (R$)
3 689 855.36
220 530.73
3 910 386.09
PV (R$)
3 029.74
6 756.65
9 786.39
PV (R$)
468 688.63
0.00
468 688.63
PV (R$)
5680616.09
553919.50
6 234 535.59
Descrição da ocorrência
Outros Motivos
Falha Oculta
Descrição da ocorrência
Outros Motivos
Falha Oculta
Descrição da ocorrência
Outros Motivos
Falha Oculta
Descrição da ocorrência
Outros Motivos
Falha Oculta
TR - Transformadores
Tabela 4 – Resumo dos desligamentos em
Equipamentos provocados por Falhas Ocultas.
3. RESULTADOS OBTIDOS
Com base nos dados constantes nas tabelas
anteriormente apresentadas, foi possível verificar
Tabela 3 – Desligamentos
8
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
alguns pontos importantes, conforme gráficos
abaixo:
(8,88%) quando comparado com o valor dos
pagamentos
totais
efetuado
para
os
transformadores (Tabela 3), é importante ressaltar
que este valor se “economizado” também poderia
ser utilizado para aquisição de relés de proteção,
disjuntores,
transformadores
de
corrente,
medidores,
entre
outros
equipamentos,
necessários para modernização e melhoria das
instalações das transmissoras.
Observa-se também que os desligamentos
provocados por falhas ocultas em linhas de
transmissão foram da ordem de 50% em relação
ao total de desligamentos (figura 18), entretanto, o
valor pago de penalização foi menor que o valor
pago para os transformadores (figura 20). Isso se
explica porque o tempo de restabelecimento dos
transformadores, normalmente é mais demorado,
tendo em vista a necessidade de inspeção no
equipamento, e como a penalização se dá pelo
tempo de indisponibilidade, é certo que o valor seja
mais alto. Esse fato evidencia uma necessidade de
se aprimorar os processos de manutenção nos
transformadores buscando alternativas capazes de
mitigar os desligamentos provocados não só pelas
falhas ocultas nos sistema de proteção e controle,
mas também pelos “Outros Motivos”.
Além da penalização pela aplicação da PV, uma
das maiores preocupações atualmente, não se
limita apenas ao montante a ser pago, mas
também a Energia não Suprida aos consumidores,
o que impacta negativamente para a imagem da
empresa perante a sociedade.
É óbvio também que os estudos para redução dos
desligamentos provocados pelas falhas ocultas
nos sistema de proteção e controle devem se
estender à todos os equipamentos existentes nas
subestações, de forma a melhorar a confiabilidade
desta como um todo.
Falhas Ocultas por Equipamento
14
120,00%
12
83,33%
99,99%
91,66%
12
100,00%
10
80,00%
50,00%
8
6
60,00%
6
4
40,00%
4
2
20,00%
1
1
CS
MG
0
0,00%
LT
TR
Nº DESLIGAMENTOS
TOTAL
%
Figura 18 – Falhas Ocultas por Equipamento
No gráfico acima é possível notar que os
desligamentos
provocados
em
linhas
de
transmissão e em transformadores são os que
mais contribuem para o número de ocorrências
forçadas. Isso era de se esperar considerando o
tamanho da empresa e a grande quantidade de km
de circuitos de linha.
Desligamentos por Falhas Ocultas e por Outros
Motivos
140
127
102,0%
100,0%
100,0%
120
98,0%
96,0%
94,0%
92,0%
100
80
60
91,4%
40
0
Outros Motivos
%
90,0%
88,0%
86,0%
12
20
DESLIGAMENTOS
Falhas Ocultas
Figura 19 – Desligamentos por Falhas Ocultas e por Outros Motivos
Valores pagos somente para Falhas Ocultas
R$ 600.000,00
R$ 553.919,50
R$ 400.000,00
120,0%
99,2%
86,3%
R$ 500.000,00
100,0% 100,0%
61,7%
R$ 300.000,00
80,0%
60,0%
R$ 220.530,36
R$ 200.000,00
40,0%
R$ 116.300,02
R$ 100.000,00
R$ 6.756,65
R$ -
20,0%
0,0%
TR
LT
VALOR PAGO PV
CS
MG
4. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Com este trabalho foi possível perceber a
importância e a necessidade em se conhecer as
falhas ocultas nos sistemas de proteção existentes
nas subestações. Isto porque os desligamentos
provocados pelas citadas falhas, além de trazer
prejuízos financeiros à empresa pela aplicação da
% acum
Figura 20 – Valores pagos somente para Falhas Ocultas
Como se pode observar na figura 20, os
desligamentos ocorridos nos transformadores
foram os principais oneradores da aplicação da
parcela variável entre os ativos da transmissão.
Embora o valor de R$ 553.919,50 seja pequeno
9
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
DADOS BIOGRÁFICOS DOS AUTORES.
parcela variável, traz conseqüências perigosas
para operacionalidade do sistema elétrico.
Além disso, cada vez mais a sociedade está
dependente da energia elétrica e a interrupção do
seu fornecimento para grandes blocos de carga
causa transtornos, que muitas vezes demandam
muito tempo para o seu restabelecimento,
prejudicando inclusive a imagem da empresa.
Nesse contexto, entender as falhas ocultas, onde
se localizam e com freqüência ocorrem,
certamente é um passo grandioso para melhoria
da confiabilidade de uma subestação.
Outro fato importante é que, atualmente as
empresas concessionárias de energia que
desejam se destacar no âmbito do setor elétrico
devem se valer das melhores estratégias de
operação e manutenção, para assegurar um
excelente
nível
de
disponibilidade
dos
equipamentos e também um excelente índice de
comprometimento de sua receita, principalmente
quanto à redução dos impactos da parcela
variável.
Elder Ferreira Kobayashi
Engenheiro Especialista em Proteção de Sistemas
Elétricos.
Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI), Itajubá - MG,
Cargo Atual: Engenheiro Sênior de Analise,
Departamento de Operação - CTEEP.
Jundiaí, São Paulo, Brasil.
Bruno Giacomini Isolani
Engenheiro Eletricista.
Faculdade Politécnica de Jundiaí, Jundiaí - SP,
Cargo Atual: Engenheiro Júnior de Analise,
Departamento de Operação - CTEEP.
Jundiaí, São Paulo, Brasil.
Daniel Nascimento Barbin
Engenheiro Especialista em Proteção de Sistemas
Elétricos.
Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI), Itajubá - MG,
Cargo Atual: Engenheiro Sênior de Analise,
Departamento de Operação - CTEEP.
Jundiaí, São Paulo, Brasil.
5. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
[1] ANEEL – Agência Nacional de Energia
Elétrica. Resolução Normativa 270 de 26 de
Junho de 2007.
[2] ARAUJO, C.A.S. Proteção de Sistemas
Elétricos. 1ª edição. Rio de Janeiro – Editora
Interciência, 2002
[3] EPRI – Power System Reliability Assessment
Incorporation Protection System Hidden
Failures.
[4] MAMEDE F. J. Manual de equipamentos
elétricos. 3ª edição. Rio de Janeiro – LTC,
2005.
[5] ELIZONDO, D.C. A Methodology to Assess
and Rank the Effects of Hidden Failures in
Protection Schemes base don Regions of
Vulnerability and Index of Severity.
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