“Diria que entramos na era moderna dos padrões de proteção e comunicação para subestações.”
Dois desafios, uma solução
No passado, o sistema de distribuição da LG&E e da KU dependia fortemente de relés EM para proteger condutores e equipamentos contra falhas elétricas. Mas os relés EM não possuem os recursos de comunicação e proteção encontrados nos relés modernos baseados em microprocessador. Esses recursos permitem maiores recursos de automação e maior visibilidade do sistema, dois dos principais objetivos da LG&E e da KU na centralização de suas operações de rede.
“Durante anos, atendemos de forma confiável aos nossos clientes com esse equipamento herdado”, disse Tony Durbin, que gerencia a engenharia, a construção e a manutenção de subestações de distribuição no território de serviços da LG&E. “Agora estamos tomando medidas para implementar mais automação com a intenção de fornecer maior confiabilidade e melhor segurança pública também.”
Como parte do plano mais amplo de operações de rede centralizada da LG&E e da KU, as concessionárias vêm instalando religadores eletrônicos ao longo de suas linhas de distribuição de energia desde 2017 e implementaram com sucesso novos sistemas avançados de automação em 2021. Esses sistemas de automação se comunicam com religadores e equipamentos no campo para detectar e isolar falhas quando elas ocorrem, o que permite que ambas as concessionárias redirecionem a energia ao redor da área impactada e restaurem o serviço para o maior número possível de clientes. Para aproveitar ao máximo esses recursos, no entanto, os relés baseados em microprocessador precisavam ser instalados em locais-chave no sistema de energia de cada concessionária.
As equipes da LG&E e da KU e a SEL trabalharam juntas para adaptar seu programa de substituição de relés EM para enfrentar dois desafios diferentes: um para painéis de distribuição internos dentro do território de serviços urbanos da LG&E e outro para disjuntores externos no território rural da KU.
Para a LG&E, as equipes precisavam atualizar unidades terminais remotas (RTUs) e substituir relés em casas de controle de subestações cortando e instalando painéis de distribuição personalizados contendo os novos relés do microprocessador.
A situação na área de atendimento da KU apresentou desafios totalmente diferentes.
“Nós não tínhamos SCADA em uma grande parte de nosso território KU”, disse Koller. “É um território muito amplo que abrange 77 municípios, principalmente rurais, e tem capacidades de comunicação limitadas.”
Em vez de uma casa de controle, relés EM e dispositivos de controle foram instalados ao ar livre no gabinete de controle de cada disjuntor. Dependendo da idade e do estilo do disjuntor, a equipe precisava substituir todo o disjuntor pelo novo pacote de relés ou substituir o painel de relés dentro do gabinete de controle dos disjuntores existentes para expandir sua rede SCADA.
“Expandir nossa capacidade SCADA nos dá mais visibilidade sobre o que está acontecendo nessas áreas de nosso território de serviços”, continuou Koller.
Estabelecer o padrão
“Temos um histórico de confiabilidade muito forte”, disse Koller, “então nossa abordagem a essas atualizações tinha um forte foco em não impactar a confiabilidade de nossos clientes de distribuição”.
A LG&E e a KU já sabiam por onde queriam que sua solução começasse.
“Quase tudo o que estamos fazendo envolve produtos Schweitzer”, explicou Durbin. “Isso nos deu algum conforto, pois estamos tendo pessoas da mesma empresa nos ajudando a projetar e a construir.”
Novos padrões precisavam ser criados e compartilhados entre as várias equipes para garantir que todos estivessem em sintonia.
A colaboração constante entre as duas equipes resultou em uma solução que melhor atendia ao amplo espectro das necessidades da LG&E e da subestação da KU. Em cada instalação, um Sistema de Proteção SEL-351S funcionaria como o relé principal, com um Relé de Proteção do Alimentador SEL-751 operando como um backup. O Relé de Tensão e Diferencial de Corrente SEL-387E foi escolhido para proteção diferencial do transformador, enquanto o Controlador de Automação em Tempo Real (RTAC) SEL-3555 executaria funções de automação e operaria como a nova RTU da subestação para extrair informações dos relés. Os dados coletados seriam então enviados através de um multiplexador Ethernet SEL ICON nas redes SCADA novas e existentes da concessionária.
“A intenção desse projeto era fornecer os dados necessários para que os sistemas de automação gerenciassem uma rede de autocura que pudesse isolar pontos problemáticos”, disse Neely.
Dependendo do tamanho da subestação, um Gateway de Segurança Ethernet SEL-3620 ou Gateway de Segurança SEL-3622 seria usado para aumentar a segurança cibernética e fornecer acesso remoto a configurações e configurações.
Finalmente, para resolver a falta de acesso ao SCADA em suas áreas de cobertura rural, essa mesma solução seria integrada ao padrão de relés e proteção da KU, juntamente com as comunicações celulares, para criar uma conexão segura e sem fio com o centro de controle.
Tendo desenvolvido uma solução que poderia ser padronizada, seu próximo passo seria programar interrupções para atualizar o equipamento sem interromper o serviço para os clientes da concessionária.
Instalações com restrição de tempo
“Normalmente, programamos interrupções na primavera e no outono”, disse Durbin, “porque é muito difícil para nós programar interrupções no verão ou no inverno. Com os extremos de temperatura, a carga é alta com ar condicionado ou aquecimento.”
Com metade do ano removido de qualquer cronograma em potencial, a equipe da SEL precisava estar pronta para trabalhar sempre que a concessionária pudesse fazer uma interrupção dos serviços aos clientes. Felizmente, a abordagem exclusiva da equipe para adaptar projetos – usando painéis pré-fabricados prontos para instalação do produto – facilitou a flexibilidade e a disponibilidade nas áreas de serviço da LG&E e da KU.
“Usamos modelos pré-perfurados que podemos simplesmente desligar, marcar e cortar”, disse Perry. “Ele nos ajuda a manter tudo organizado para os nossos clientes, além de encurtar as janelas de interrupção, reduzir os preços e melhorar a qualidade.”
Depois que a interrupção entra em vigor, a equipe de Perry, uma equipe de prestadores de serviço locais e os técnicos das concessionárias começam a trabalhar. A cada dia da interrupção programada, eles retiram equipamentos antigos dos painéis de distribuição, instalam os novos relés e conectam tudo junto com um RTAC e um SEL ICON.
Nas áreas de serviço rural, no entanto, o processo é um pouco mais complicado. A substituição de disjuntores geralmente requer escavação para instalar novos conduítes subterrâneos ou colocar concreto para uma nova fundação. Só então o novo disjuntor pode ser instalado e conectado ao seu sistema com um roteador celular.
“Eles resumiram tudo a uma ciência”, disse Koller. “Nesse ponto, podemos fazer a interrupção em uma segunda-feira de manhã e retomar o serviço na sexta-feira à tarde.”
Só em 2019, as concessionárias e a SEL fizeram uma parceria para adaptar totalmente mais de 130 painéis de distribuição.
A idade moderna
Até o momento, a LG&E e a KU visaram 495 alimentadores de distribuição e 460 disjuntores através do projeto de modernização da subestação, substituindo mais de 3.800 relés EM e aumentando a cobertura rural do SCADA para atingir 74% de seus clientes. As concessionárias já viram melhorias significativas em seus recursos de automação e desempenho, incluindo maior visibilidade do sistema e restauração automatizada de energia. E elas estão ansiosas por mais à medida que o trabalho continua.
“Vi uma tremenda mudança na tecnologia que usamos em nossas subestações”, disse Neely. “Diria que entramos na era moderna dos padrões de proteção e comunicação para subestações.”
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