apostila protecao-sel354-2003 !!

SEL – 354 PROTEÇÃO DE SISTEMAS

ELETROENERGÉTICOS

Proteção em sistemas eletroenergéticos

1

SEL 354 – Proteção em Sistemas Eletroenergéticos

Prof. Denis Vinicius Coury

Filosofia de proteção dos sistemas elétricos

Princípios fundamentais dos principais tipos de relés

convencionais:

Relés de corrente, tensão e potência

Relés diferenciais, de freqüência, de tempo e

auxiliares

Relés de sobrecorrente

Relés direcionais

Relés de distância e com canal piloto

Transformadores de corrente e potencial

Redutores de medida e filtros

Relés Universais

Localizadores de faltas em linhas de transmissão

Novas tendências e artigos científicos


2

Bibliografia Recomendada

PHADKE, A. G.; THORP, J. S. – Computer relaying for

power systems, John Wiley & Sons Inc., ISBN 0 471

92063 0.

Power system protection – Digital protection and

signallig, Edited by Electricity Training Association –

IEE, Vol. 4, ISBN 085296 838 8.

JOHNS, A. T.; SALMAN S. K. – Digital protection for

power systems, Peter Peregrinus Ltd., ISBN 0 86341

195 9.

Protective relays – Application guide, GEC

Measurements.

PHADKE, A. G.; HOROWITZ, S. H. – Power system

relaying, Research Studies Press Ltd, ISBN 0 863 801

854.


3

UNGRAD, H.; WINKLER, W.; WISZNIEWSKI, A. –

Protection techniques in electrical energy systems,

Marcel Dekker, Inc., ISBN 0 8247 9660 8.

Protective relaying theory and applications, W. A.

Elmore ABB Power T & D Company Inc., ISBN 0 8247

9152 5.

CAMINHA, A. C. – Introdução à proteção dos sistemas

elétricos, Editora Edgard Blücher Ltda., 1983.

CLARK, HARRISON K. – Proteção de sistemas

elétricos de potência, Universidade Federal de Santa

Maria, 1979.

GERS, J.M. ; HOLMES, E.J. – Protection of electricity

distribution networks, The Institution of Electrical

Engineers, London, UK, 1998.

Periódicos científicos que dizem respeito ao assunto.


4

Proteção em Sistemas Eletroenergéticos

Em oposição à garantia de economia e qualidade do

serviço, além de vida útil razoável das instalações, as

concessionárias enfrentam perturbações e anomalias de

funcionamento que afetam as redes elétricas e seus órgãos

de controle.

I Considerações gerais

SEP Proteção eficaz e confiável

Atributos cada vez mais exigidos crescimento,

complexidade e interligamentos dos SEP

1.1 Pode-se prevenir os defeitos

Manutenção preventiva e operação adequada

Previsão de isolamento adequado

Coordenação adequada de pára-raios

Proteção de elementos com cabos aterrados

Proteção contra a ação destruidora de animais,

terra, lixo, etc.


5

1.2 Pode-se diminuir a ação do defeito:

Limitando as correntes c.c. (reatores)

Projetando elementos de circuito mais resistentes

capazes de suportar os efeitos mecânicos e

térmicos das correntes de defeito

Isolando com presteza o elemento defeituoso

Aumentando a estabilidade do sistema

Analisando o funcionamento adequado do sistema

– estatísticas do defeito.


6

II Função e importância da proteção

Relés de proteção provocar, sem demora, o

desligamento total do elemento defeituoso.

Estudo da proteção considerações: Elétricas – características do sistema de potência Econômicas – custo do equipamento principal versus

custo relativo do sistema de proteção Físicas – facilidades de manutenção, distância entre

os pontos de ação dos relés, etc.

III Causas dos defeitos

Ar c.c. por aves, roedores, galhos de árvores, etc.

Rigidez dielétrica afetada por ionização provocada por

frio ou fogo.

Isoladores de porcelana curto-circuitados ou rachados

Isolação de trafos e geradores afetados pela umidade

Descargas atmosféricas

Surtos de chaveamento


7

IV Efeitos indesejáveis do c.c. (caso persista)

Redução da margem de estabilidade

Danos aos equipamentos vizinhos à falha

Explosões

Efeito cascata

V Quadro estatístico dos defeitos

Quadro I - Levantamento estatístico ocorrido na Central

Electricity Generating Board – Inglaterra

Maior ocorrência de defeitos: Linhas de transmissão

Quadro II – Levantamento dos tipos de faltas sobre

linhas de transmissão fornecido pela Boneville Power

Association (BPA) e Swedish State Power Boord (1951

– 1975)


8

Quadro I – Ocorrências de faltas sobre os componentes

EQUIPAMENTO DEFEITO (%)

Linhas aéreas 31,3

Proteção 18,7

Transformadores 13,0

Cabos 12,0

Seccionadores 11,7

Geradores 8,0

Diversos 2,1

TC’s e TP’s 1,8

Equipamento de controle 1,4

Quadro II – Incidência dos tipos de defeitos sobre linhas de

transmissão

Tipo dos BPA SSPB

defeitos 500KV 400 KV 200 KV

Fase - Terra 93% 70% 56%

Fase - Fase 4% 23% 27%

Fase – Fase - Terra 2%

Trifásico 1% 7% 17%


9

VI Classificação dos relés

Tipo construtivo: eletrodinâmico, disco de indução,

elemento térmico, fotoelétrico, digital, etc.

Natureza do parâmetro ao qual o relé responde: corrente, tensão, potência, freqüência, pressão,

temperatura, etc.

Grandezas físicas de atuação: elétricas, mecânicas,

térmicas, óticas, etc.

Método de conexão do elemento sensitivo: direto no

circuito primário, através de TP’s e TC’s.

Grau de importância: principal ou intermediário

Tipo de contatos: NA ou NF

Tempo de atuação: instantâneo ou temporizado

Tipo de fonte para atuação do elemento de controle: CA ou CC

Aplicação: geradores, transformadores, linhas de

transmissão, etc.


10

VI Características funcionais da proteção por

relés

Sensibilidade: capacidade de a proteção responder às

anormalidades nas condições de operação e aos c.c.

para os quais foi projetada.

K – fator de sensibilidade

Ipp – valor mínimo da corrente de acionamento do relé

Valor usual: 1,5 a 2

Seletividade:

isolar completamente o componente defeituoso;

desligar a menor porção do SEP e

reconhecer condições onde a imediata operação é

requerida daqueles onde nenhuma ou um retardo na

operação é exigido.

pp

ccI

IK min


11

Velocidade de atuação: minimiza o vulto dos defeitos e

risco de instabilidade

Confiabilidade: é a probalidade de um componente, um

equipamento ou um sistema satisfazer uma função

prevista, sob dadas circunstâncias.

VIII O relé elementar


12

Contato móvel fechará o circuito operativo quando:

Fe > Fm

Se I > Ia o circuito deve ser interrompido, onde Ia é

a corrente de atuação, de pick-up, de acionamento ou

operação do relé.

Pelos princípios de conversão eletromecânica temos:

Fe força eletromagnética

K leva em consideração a taxa de variação da

permeância do entreferro, número de espiras e

ajusta as unidades convenientemente.

Força da mola:

Há, pois, no relé:

Elemento sensor

Elemento comparador

Elemento de controle

2KIFe

KxFm


13

t1 t2 t3 t4

Ii

Id

Ia

t1 I começa a crescer

t2 I atinge o valor da corrente de acionamento Ia

t3 - t2 o disjuntor atua abrindo o circuito

t3 a corrente começa a decrescer

t4 Fe < Fm o relé abre o seu circuito

magnético

Relação de recomposição:

( Kd varia na prática entre 0,7 – 0,95)

Fr Força residual

a

dd I

IK


14

0 mer FFF

Feo força eletromagnética de atuação: e + Fmo Fmo esforço inicial da mola

e compensação de atrito do eixo, etc.

IX Qualidades requeridas de um relé

ser tão simples e robustos o quanto possível

ser tão rápidos o quanto possível

ter alta sensibilidade e poder de discriminação


15

realizar contatos firmes

manter a sua regulagem

ter baixo custo

A título de comparação são dados valores tirados de

uma proposta de fabricante, em valores relativos:

relé de sobrecorrente, instantâneo, monofásico 1,0 pu

relé de sobrecorrente, temporizado, trifásico 3,5 pu

relé de sobrecorrente, temporizado, direcional 6,5 pu

relé com fio piloto 12,0 pu

relé de distância, de alta velocidade 56,0 pu

relé digital, incluindo software 56,0 pu

X Critérios de existência de falta

Defeito ou falta acidental afastamento das

condições normais de operação


16

Um curto-circuito traduz-se por:

altas correntes e quedas de tensão

variação da impedância aparente

aparecimento de seqüência negativa e seqüência

zero de tensão e/ou corrente

diferenças de fase e/ou amplitude entre a corrente

de entrada (Ie) e saída (Is) em um elemento

se Id = (Ie – Is) possuir valor elevado há defeito

É baseado nessas condições que, na prática, serão indicados os relés

aplicáveis a cada caso.


17

XI Atributos dos sistemas de proteção

1 2 3

T R T R

D12 D21

PD23

O sistema pode ser subdividido em:

1- Disjuntores (D)

2- Transdutores (T)

3- Relés (R) e baterias

Processo

Decisão tomada pelos relés abertura dos disjuntores

desconexão da L. T. do restante do sistema e

eliminação da falta.

Todo o processo 30 a 100 ms.

Relé D23 também detecta a falha no ponto P, porém deve ser

seletivo de modo a não operar.


18

XII Zonas de proteção

~

Zona 1 Zona 2

Zona 3

Zona 4 Zona 5

Zona 6

Cada zona contém um ou mais elementos do sistema

Zona 1 – proteção do gerador e transformador

Zona 2 – proteção do barramento de AT

Zona 3 – proteção da LT

Zona 4 – proteção do barramento de BT

Zona 5 – proteção do transformador

Zona 6 – proteção do barramento de distribuição

Cada disjuntor está incluído em duas zonas de proteção

vizinhas

Os disjuntores ajudam a definir os contornos da zona de proteção.

Aspecto importante: as zonas vizinhas se sobrepõem.

Esta sobreposição garante que nenhuma parte do sistema fique sem proteção.


19

Problema: se ocorrer falha dentro da zona de

sobreposição maior porção será isolada.

Região de sobreposição é feita a menor possível.

Exemplo:

a) Consideremos o sistema de potência mostrado na

figura abaixo com fontes geradoras além das barras

1, 3 e 4. Quais são as zonas de proteção nas quais

este sistema poderia ser dividido? Que disjuntores

operariam para falhas em P1 e em P2?

b) Se forem adicionados três disjuntores no ponto 2,

como seriam modificadas as zonas de proteção?

A

B

C

P1

1

2

4

3 P2


20

XIII Proteção de retaguarda

Encarrega-se da proteção no caso da proteção primária

falhar.

1

T R

2 A B

P 5

F G

3

D C 4

E H

Para uma falta em P, a proteção primária (principal)

deve abrir os disjuntores F e G.

Um método de proteção de retaguarda duplicar a

proteção primária completamente.

Outra opção:

Função de proteção de retaguarda remota

Se F não atuar transferir a responsabilidade a A, D e H

(elimina uma porção maior do sistema)


21

Outra condição:

O sistema de retaguarda deve dar ao sistema primário tempo suficiente para atuar normalmente

Retardo de tempo de coordenação: necessário para

coordenar a operação dos sistemas primário e de retaguarda

Outra opção:

Sistema local de proteção de retaguarda: B, C e E

(barra 1). Também chamado de sistema de

proteção de falha de disjuntor.

Problema: subsistemas comuns a ambos.

Deve então ser considerada alguma forma de

proteção de retaguarda remota para um bom

dimensionamento do sistema de proteção.


22

XIV Relés de corrente, tensão e potência

14.1 Relés de indução eletromagnética

Usam o princípio de um motor de indução.

Operam em C. A.


23

Posição do contato móvel = temporizador

O entreferro é uma fração de polegada

Se a corrente na bobina de operação for senoidal:

= fluxo máximo produzido

= defasagem provocada pelo anel

w = freqüência angular da corrente aplicada

Devido à indutância desprezível no rotor:

i1, i2 em fase com e1, e2 (e = d/dt)

wtsen11

wtsen22

wtwdt

di cos11

1

wtwdt

di cos22

2


24

Força líquida:

Substituindo:

Simplificando:

A força sob o disco é constante (embora as

grandezas de entrada sejam senoidais) e

proporcional ao seno do ângulo entre os dois

fluxos.

Relé livre de vibrações

211212 iiFFF

wtwtwtwtwF cossencossen21

sen21KF


25

14.2 Relés de indução de duas grandezas de

entrada

Substitui-se o anel de defasagem por duas grandezas

atuantes.

1. As duas grandezas de atuação são correntes:

2. As duas grandezas de atuação são tensões:

3. Uma é a tensão e a outra a corrente

Estrutura magnética simétrica: proporcional a I.

Defasagem entre os fluxos = defasagem entre as

grandezas atuantes.

2211 sen KIIKT

2211 sen KVVKT

2111 sen KVIKT


26

Consideremos (quadratura entre as grandezas):

Para o relé atuar em conjugado máximo para qualquer :

I2

I1

I1’

Ref.

Posição de I2 p/ Cmáx

+C

-C

I2

I1

I1’

Filtro defasador

O processo mais simples de alterar o ângulo de máximo

torque inerente, num relé de duas grandezas, é inserir entre

qualquer das grandezas atuantes e sua bobina de operação

um filtro defasador.

0901sen máxF

sen21IKIF

sen21IIKT


27

- deslocamento de fase introduzido

- definidor do conjugado máximo (catálogo do fabricante)

Tmáx cos( - ) = 1 =

Tnulo cos( - ) = 0 = 900

Finalmente:

Surge o conceito de direcionalidade

(C+ I2 variando desde 0o a 180o)

é denominado ângulo de conjugado máximo do

relé.

0

0

90

90

1senmáxT

cos21IIKT


28

14.3 Equação universal dos relés

K1, K2, K3 e K4 podem ser igualados a zero.

14.4 Relés de sobrecorrente (ajuste)

Relés não direcionais que respondem a amplitude de

suas correntes. Sendo Ipa corrente do enrolamento

secundário do TC previamente definida e Ifa corrente

de falta.

Descrição funcional:

Bloqueio

Disparo

T1 T2

Ip

If

If > Ip disparo

If < Ip bloqueio

Re(I)

Im(I)

43)cos(212

22

)cos(211

21 cos KVIKVKIKT

VVKIIK


29

Há nomalmente dois tipos de ajuste:

a) ajuste de corrente – ajuste de tapes Pelo posicionamento do entreferro, tensionamento

da mola de restrição, pesos, tapes de derivação da

bobina, etc.

b) ajuste de tempo – ajuste do dispositivo de tempo DT por meio de dispositivos de temporização diversos.


30

Embora esses ajustes possam ser feitos de forma

independente, a interdependência é mostrada nas

curvas tempo-corrente, fornecidas no catálogo do

fabricante.

Ip - Este ajuste é feito através de tapes do

enrolamento de atuação.

If>Ip - Função potencial inversa da amplitude da

corrente.

Ajuste de tempo – característica no tempo pode ser

deslocada: ½ - produz a mais rápida atuação no tempo

10 - produz a mais lenta atuação no tempo

Proteção de Sobrecorrente

Correntes elevadas em SEP causadas por faltas

Tipos mais comuns de proteção

o Chaves termomagnéticas

Arranjos mais simples

Baixa tensão


31

o Fusíveis

Proteção de LTs BT e transformadores distrib.

o Relés sobrecorrente

Dispositivo mais comum para se lidar com

correntes excessivas

Devem operar em situações de sobrecorrente

e sobrecarga

Tipos de relés de sobrecorrente

o a) Corrente definida

o b) Tempo definido

o c) Tempo inverso

Relés de corrente definida

o Opera instantaneamente quando corrente atinge

valor predeterminado

o Ajuste: na S/E mais distante da fonte o relé opera

com valor baixo de corrente e vice-versa

t

I

t

I

t

I

t1

a) b) c)


32

o O relé com ajuste mais baixo opera primeiro e

desconecta a carga no ponto mais próximo à falta

o Possui baixa seletividade em altos valores de

corrente c.c.

o Dificuldade em distinguir corrente de falta entre 2

pontos quando a impedância entre eles é pequena

se comparada à da fonte

o Não são usados como única proteção de

sobrecorrente, mas sim como unidade instantânea

onde outros tipos de proteção estão em uso

Relés de tempo definido

o Ajuste variado trata com diferentes níveis de

corrente, usando diferentes tempos de operação

o Ajuste: disjuntor mais próximo à falta é acionado no

tempo mais curto

o Disjuntores restantes são acionados

sucessivamente, com atrasos maiores, em direção

à fonte

o Tempo de discriminação: diferença entre os

tempos de acionamento para a mesma corrente


33

o Desvantagem: faltas próximas à fonte (correntes

maiores) são isoladas em tempo relativamente

longo

o Ajuste de atraso de tempo é independente do valor

de sobrecorrente requerido para operação do relé

o Muito usados quando impedância da fonte é

grande se comparada àquela do elemento a ser

protegido (níveis de falta no relé são similares aos

níveis no elemento protegido)

Relés de tempo inverso

o Operam em tempo inversamente proporcional à

corrente de falta

o Vantagem: tempos de acionamento menores

podem ser obtidos mesmo com correntes altas,

sem risco de perda de seletividade

o Geralmente classificados conforme sua curva

característica (indica a velocidade de operação):

Inversa

Muito inversa

Extremamente inversa


34

Ajuste dos relés de sobrecorrente

o Possuem geralmente um elemento instantâneo e

um elemento de tempo na mesma unidade

o Ajuste envolve seleção de parâmetros que definem

a característica tempo-corrente requerida

o Ajuste das unidades instantâneas

Mais eficaz quando as impedâncias dos

elementos protegidos são maiores que a da

fonte

Vantagens

Reduzem o tempo de operação para

faltas severas no sistema

Evitam perda de seletividade quando há

relés com características diferentes

(ajusta-se a unid. instant. para operar

antes de cortar a curva característica)

t

I


35

Critério de ajuste: depende do elemento

a ser protegido:

1) Linhas entre subestações:

- Considerar no mín. 125% da corrente simétrica para

nível de falta máx. na próxima S/E

2) Linhas de distribuição:

- Considerar 50% da corrente máx. de c.c. no ponto do

relé ou

- Considerar entre 6 e 10 vezes a máx. taxa do circuito

3) Transformadores:

- Unid. instant. no primário do trafo deve ser ajustada

entre 125 e 150% da corrente c.c. no barramento de BT,

referida ao lado AT

- Valor elevado a fim de evitar perda de coordenação

com as altas correntes inrush


36

Cobertura das unidades instantâneas protegendo

linhas entre subestações

end

pickupi I

Ik e

element

sourceS Z

Zk

ABS

pickup XZZVI

Onde:

V = tensão no ponto do relé

ZS = impedância da fonte

ZAB = impedância do elemento a ser protegido

X = percentagem da linha protegida

ABSend ZZ

VI

e ABS

ABSi XZZ

ZZk

iAB

iSABS

kZkZZZ

X

~

ZS

ZAB

50

A B x


37

Mas AB

SS Z

Zk

i

iS

kkk

X11

(*)

Exemplo 1:

Se ki = 1,25 e kS = 1

Então X=0,6 ou seja, a proteção cobre 60% da linha.

Exemplo 2:

O efeito da redução da impedância da fonte ZS na cobertura

da proteção instantânea pode ser notada, usando-se um

valor de ki = 1,25 na equação (*):

Zs () ZAB () IA (A) IB (A) % coberta

10 10 100 50 60

2 10 500 83 76


38

Ajuste das unidades de tempo nos relés de

sobrecorrente

o Tempo de operação pode ser atrasado para

garantir que, na presença de uma falta, o relé não

atuará antes de outra proteção mais próxima à falta

o Diferença de tempo de operação para os mesmos

níveis de falta margem de discriminação

o Ajuste dos parâmetros:

DIAL: representa o atraso de tempo que

ocorre antes do relé operar

DIAL tempo de trip

t

I

B

A

Margem de Discriminação


39

TAP: define a corrente de pickup do relé

Precisa permitir margem de sobrecarga

sobre a corrente nominal:

TAP (1,5 Inom) / RTC

valor pode variar dependendo da

aplicação (distribuição, relés de falta p/

terra, linhas AT, etc).

Os procedimentos podem ser definidos pela seguinte

expressão (alternativa ao uso das curvas em papel):

1

.

SII

kt

t = tempo de operação do relé (s)

k = DIAL ou ajuste multiplicador de tempo

I = corrente de falta (A)

Is = TAP ou corrente de pickup selecionada

, = determinam a inclinação da característica do relé


40

Para relés de sobrecorrente padrão:

Tipo de relé

Inverso 0,02 0,14

Muito inverso 1,00 13,50

Extremamente inverso 2,00 80,00

Dada a característica do relé calcula-se a resposta no

tempo para dado DIAL k, TAP e outros valores da equação.

Coordenação com fusíveis

o Fusível opera linha permanece aberta

o Necessário prevenir operação do fusível

o Dilema: seletividade X continuidade do sistema


41

14.5 Relés de tensão

Equação de conjugado da forma:

Tem funcionamento similar aos relés de corrente.

O emprego típico é: a) relé de máxima – efetua a abertura do disjuntor

quando a tensão no circuito (V) for maior que a tensão de

regulagem (Vr)

b) relé de mínima – caso contrário, por exemplo

quando V < 0,65 Vr

c) relé de partida ou aceleração – usado para curto-

circuitar degraus de resistência em dispositivos de partida,

para aceleração de motores.

22

1 KVKT


42

A armadura móvel pivoteia em torno do eixo de modo a

bascular a ampola de mercúrio, estabelecendo assim o

contato entre os terminais.

14.6 Relé de balanço de correntes

Tipo muito usual, tanto para fins de sobrecorrente, como

de unidade direcional.

Equação de conjugado, supondo I1 e I2 em fase:

3

222

211 KIKIKT


43

Relé no limiar da operação (T = 0):

Se desprezarmos o efeito da mola K3 :

Voltando a equação do relé no limiar da operação (T =0)

e supondo I2 = 0:

(limiar da operação)

1212

3

2

12 I

IKK

KKI

21

21 I

KKI

1

31 K

KI


44

1

21kktg

I2

I1

T+

1

3kk

T-

O efeito da mola é significativo somente nos baixos

níveis de corrente.

14.7 Relés direcionais

Relé de duas grandezas: tensão e corrente

Capaz de distinguir entre o fluxo de corrente em uma

direção ou outra

Devido a natureza indutiva da bobina corrente Iv

atrasada em relação à tensão ( ângulo ).


45

IBobina de corrente Bobina de tensão

Iv

V

I

V

IV

aumenta movendo I no sentido anti-horário

T aumenta Tmáx =

diminui movendo I no sentido horário

T diminui Tmin I coincide com Iv

A característica real de funcionamento de um relé de

duas grandezas:

I

V

Imínimo

Conj. positivo

Conj. negativo

)cos( KVIT

90o

IV


46

A linha divisória entre os conjugados negativo e positivo

está deslocada da origem indicando a mínima corrente

necessária para atuar o relé no ângulo de máximo torque.

14.7.1 Relés direcionais de potência

Respondem a certa direção do fluxo de corrente sob

condições aproximadamente equilibradas.

= 0, Iv 90o em atraso com relação a V

Bobina de tensão Bobina de corrente

I

V

C+ C- Iv

Imínimo

cosVIP

Se alterar para 0º:

Torque positivo I a 90o em relação a V.

Torque negativo I entre 90o e 270º.

Respondem ao fluxo de potência normal conj. máx.

quando fp unitário percorre o circuito.


47

Têm usualmente características temporizadas para

impedir sua operação durante as momentâneas

reversões de energia.

14.7.2 Relés direcionais para proteção contra C. C.

Curtos-circuitos envolvem correntes atrasadas com

relação ao fp unitário relé deve desenvolver

conjugado máximo para tais condições

Algumas conexões mais usuais (com fp=1):

Ia Ia Ia a a a

c c c b b b 90o 60o 30o

Vbc

Vac Vbc + Vac

Alimentação de relé direcional de curto-circuito: relação

de fase para fp = 1


48

Exemplo: conexão 90o, ângulo de atraso de 45º.

a

b

c

Ia

Vbc

Ia

Vbc

Cmáx

C+

C-

Obs.: Estes tipos de relés são geralmente usados para

suplementar outros tipos de relés (sobrecorrente,

distância) que irão decidir se se trata de um curto-

circuito de fato.

Não são temporizados nem ajustáveis, mas operam

sob baixos valores de corrente e têm boa sensibilidade.


49

XV Relés diferenciais, de freqüência,

de tempo e auxiliares

15.1 Relés diferenciais

Opera quando o vetor da diferença de duas ou mais

grandezas elétricas excede uma quantidade pré-

estabelecida.

2 tipos: - diferenciais amperimétricos

- diferenciais à porcentagem (percentual)

15.1.1 Relé diferencial amperimétrico Relé de sobrecorrente instantâneo conectado

diferencialmente, cuja zona de proteção é limitada pelos

TCs.

Erros sistemáticos neste tipo de proteção:

casamento imperfeito dos TCs;

componente contínua da corrente de c.c.;

erro próprio dos TCs;

corrente de magnetização de transformadores


50

Elemento protegido

Bobina de operação I1 – I2

If

I1 I2

Elemento protegido:

trecho de circuito de transmissão

enrolamento de um gerador ou motor

seção de barramento

transformador:

- diferença de fase deve ser compensada

- corrente de magnetização inicial

Sentido das correntes:

Defeito interno Defeito externo


51

No caso de transformadores conectados em ligações

Y- poderá existir diferença de fase entre as correntes

primárias e secundárias. Tal fenômeno pode ser compensado

pela conexão inversa dos TCs ou pela utilização de TCs

auxiliares.

15.1.2 Relé diferencial percentual

Versão modificada do relé de balanço de correntes

Elemento protegido

Bobina de operação I1 – I2

I1 I2

Bobinas de retenção ou restrição


52

Bobina de operação

I1 – I2

I1

I2

Bobina de retenção

I1

K3 N1 N2

I2

I1 Elemento protegido

Corrente efetiva na bobina de retenção: (I1+I2)/2

Corrente na bobina de operação: (I1-I2)

Para uma falta externa: (ou sob corrente de carga

normal)

I1 = I2 Retenção: (I1 + I1)/2 = I1

Operação: I1 – I1 = 0

plena retenção

Para uma falta interna: I2 torna-se negativo

Retenção: (I1 – I2)/2 a retenção será

enfraquecida

Operação: I1 + I2 operação fortalecida

relé ativado


53

Se I2 = 0

Retenção: I1/2

Operação: I1

o torque de operação será o dobro do torque de retenção

Para o referido relé podemos escrever a equação universal dos relés:

3

221

22

211 2kIIKIIKC

Fazendo-se K3 = 0, no limiar da operação (C = 0),

temos:

1

22121 2 K

KIIII

(equação de uma reta na forma y = ax)


54

Voltando a equação universal dos relés sem

desprezar a força da mola (C = 0):

3

221

22

211 2kIIkIIk

123

221

1

2221 k

kIIkkII

Se

1

321

21 02 k

kIIII

mostrando o efeito da mola apenas para baixas correntes.

1

21kktg

(I1 + I2)/2

I1 – I2

+C

1

3kk

-C

OPERA

NÃO OPERA


55

Ajustes:

a) valor inicial:

13

kk

Compensa o efeito da mola, atritos, etc.

b) declividade:

121

kktg

Na prática, é da ordem de 5-20% para geradores e de

10-40% para transformadores

Qual o relé mais sensível:

Amperimétrico ou percentual Exemplo:

F

If

10 A

50 A 40 A

1000/5 1000/5

(TC com erro)

I1 I2

Elementoprotegido


56

Corrente de falta: 10000 A

TC introduz um erro de 20%

Relé amperimétrico: para evitar a operação para uma

falta externa sensibilidade mínima 10 A.

Relé percentual: Operação: 10 A

Retenção: (40+50)/2= 45 A.

Considerando a curva característica do relé

(declividade de 25%):

I1 – I2

(operação) Ponto para uma falta externa de 10000 A,

20% de erro em um dos TC’s

(I1 + I2)/2

+C

-C

20 40

10

2

8

6

4

10 30

25%


57

15.2 Relés de freqüência

Quedas de freqüência não podem ser toleradas Rejeição de carga feita em degraus sucessivos,

permitindo a recuperação da frequência nominal do

sistema

Para uma freqüência menor que a nominal, a corrente

ISF é preponderante em relação à ICF , defasando IEF de

um ângulo menor que 90 graus em relação à ISF e vice-

versa.

C

IS

R

V

IE = IS+IC indutor fixo

quadro móvel

IC

indutor variável

f

F

circuito oscilanteparalelo

Indutor variável permite ajustar convenientemente o

circuito oscilante, tal que o quadro móvel tenha conjugado

nulo quando IS e IE são defasadas de 90 graus.


58

V

IEf ISf

ISN

ISF

IEN

IEF

ICF ICN ICf

f xL xc IL IC

f xL xc IL IC

ESES IIIIC ,cos

Conjugado na freqüência de regulagem N (60 Hz):

90cosENSN IIC

F < N a bobina se deslocará num dado sentido

(ângulo menor que 90o)

F > N a bobina se deslocará no sentido contrário

(ângulo maior que 90o)

15.3 Relés de tempo, auxiliares ou intermediários

Relés de tempo

Função: definir a ação de outros relés

Valor de retardo regulável


59

Disponíveis em corrente alternada ou contínua

Ampla temporização:

Até 20s em relés de corrente contínua

De 25 a 90s para mecanismos tipo relojoaria

> 90s para motores com engrenagens

Relé de tempo com circuito RC

Fechamento do contato de comando: alimenta o

relé e carrega o capacitor

Abertura do contato de comando: capacitor

descarrega sobre a bobina do relé, retardando o

retorno à posição de repouso

Resistência R: regula a temporização e evita

descarga oscilante do capacitor

R

C

Contato de comando

Contatos do relé

Mola Bobina do relé

+

_


60

Relés auxiliares ou intermediários

Repetidores: destinados principalmente à

multiplicação do nº de contatos do relé principal

Contatores: para manobrar um ou mais contatos de

grande poder de corte ou fechamento

São essencialmente instantâneos, robustos, do tipo

corrente ou tensão, com contatos normalmente

abertos e/ou fechados


61

XVI Relés de distância

16.1 Introdução

Estes relés geralmente usam estruturas de alta

velocidade e temporizadores.

Recebe este nome porque mede a distância

(impedância) entre o local do relé e o ponto de falta.

Torque positivo níveis de impedância abaixo

de um valor específico.

Na prática de aplicação desses relés, alguns erros de

medida, quedas de tensão outras que a dos condutores,

além da impedância Z considerada, podem provocar a

imperfeita correspondência do que foi exposto.

16.2 Causas pertubadoras na medição

Ruído presente nas ondas.

Insuficiência ou inexistência de transposição dos

condutores na L. T. (5 a 10% de erro esperado).


62

Variação da impedância ao longo das linhas em paralelo

(não homogeneidade do solo).

Erros nos redutores de medida de corrente e tensão em

conseqüência da saturação dos núcleos sob os grandes

valores das correntes de defeito (erro de 3% ou

superior).

Erros originados pelas variações de temperatura

ambiente.

A própria construção do relé.

Algumas compensações são propostas

para que possa atuar de forma confiável.

16.3 Diagrama R-X

Será usado para mostrar as características de

funcionamento dos relés de distância.


63

~ F

A B

R

ZF

Zl

P Q

Diagrama R–X (segundo a figura anterior):

Zl

ZF

P Q

R

Q

P

X

Q

P Q P

Para curto-circuito: VF e IF – medidas do relé F – ângulo entre V e I

FFFFF

F jXRZIV


64

A impedância de carga pode cair em qualquer dos

4 quadrantes (depende de P e Q).

Relés a distância: podem distinguir entre um local de falta e outro (independente do módulo da corrente).

O diagrama R-X pode ser construído com ohms

primários ou secundários (sem ou com uso de TP’s

e TC’s).

16.4 Relé de impedância ou ohm

Por definição, é um relé de sobrecorrente com restrição

por tensão:

K3 V I


65

Equação de conjugado:

32

22

1 kVkIkC

Para passar de uma região de conjugado negativo (não-

operação) para uma região de conjugado positivo do relé

(operação) passa-se obrigatoriamente por C=0 (chamado

limiar de operação).

Para C = 0 vem:

32

12

2 kIkVk

2

2

3

2

12

22

2 Ikk

kk

IVIk

22

3

2

1Ik

kkkZ

IV

(*)

Desprezando o efeito da mola (k3 = 0), vem:

2

1kkZ = constante

Equação do círculo com centro na origem,

representado em um plano Z = R+jX.


66

Se k3=0, a equação (*) torna-se

2

1

kkZ

IV

que é da forma

1

21kkVV

ZZVI ou também y = ax

representando uma linha reta no plano I-V

1

21kktg

V

I

1

3kk


67

A característica no plano R-X (desprezando K3):

R

X

Z

Região de operação

Limiar da operação

- O relé é ajustado para um curto valor de Z

(pode ser alterado mudando-se K1 e K2);

- Opera sempre que enxergar um valor

menor ou igual ao ajustado;

- O relé é então insensível ao ângulo entre

V e I não é inerentemente direcional.

Porém, as características do relé de impedância e

direcional podem ser combinadas para se obter um

relé direcional:


68

R

X

R

X

C-

C+

+ figura = anterior

não disparadispara

Unidade direcionalUnidade de

impedância

não dispara

Máx. torque

21 cos kVIKT

Os contatos da unidade direcional estarão em série

com os contatos de disparo do relé de impedância

ou impedirão a atuação deste por algum meio, tal

como abrir o circuito da bobina de tensão do relé

de impedância.

Ainda complementando um relé de impedância

para funcionar como relé de retaguarda:


69

R

X

t1

t2

t3

Z1 Z2 Z3

+ torque

- torque

- R

- X

t1

t2

t3

t

l1 l2 linhaUnidade direcional

Admitamos

Z1 = 80% do comprimento; T1 = 0

Z2 = 120% do comprimento; T2 = 0,5s

Z3 = 200% do comprimento; T3 = 1,0s

Se a falta ocorre em:

Z1 as três zonas sentem –> tempo de abertura t1

Z2 Z2 e Z3 sentem –> tempo de abertura t2 (<t3)

Z3 Z3 sente –> tempo de abertura t3


70

16.5 Relé de reatância

É por definição, um relé de sobrecorrente com restrição

direcional.

322

1 cos kVIkIkC

Considerando = 90o, temos:

322

1 sen kVIkIkC

Na eminência de operação (C = 0), e desprezando o

efeito da mola (k3 = 0):

sen22

1 VIkIk 22 Ik

XZIV

kk

sensen2

1 ou

.2

1 ctekkX

No plano R-X representa uma reta paralela ao eixo R.


71

X

R

-C

+C

R arco

Z Z

k1/k2 Não atua

Atua

Tem restrições por ser de característica aberta. Independência quanto ao valor de resistência de arco.

X < k1/k2 torque positivo

X > k1/k2 torque negativo

Pode distinguir distância baseando-se apenas na

componente reativa da impedância.

Vantagem: o relé é insensível à variação de resistência

no circuito. Atuaria para um defeito mesmo que a

resistência do arco fosse grande.


72

Desvantagem: Não é direcional. Atua para qualquer

carga com reatância menor que o ajustado. Por isso

este relé é acoplado a um relé de admitância.

Relé de impedância angular

Não é geralmente usado como relé de distância, mas

constitui parte importante de muitos esquemas que

utilizam relés de distância, como os relés de disparo por

falta de sincronismo e diversos outros.

322

1 cos kVIkIkC

Similar ao relé de reatância, mas com 90º na

condição de máximo torque.

R

X

C-

C+

= + 45º

R

X

C-

C+

= - 45º

Para = 0º relé de resistência (reta paralela ao eixo X)


73

16.6 Relé MHO ou de admitância

É basicamente um relé direcional com retenção por

tensão, cuja equação de conjugado é:

32

21 cos kVkVIkC

C = 0:

312

2 cos kVIkVk

( K2VI)

VIk

kkkZ

IV 1cos

2

3

2

1

k3 = 0

cos2

1kkZ

IV

cos2

1kkZ

A equação representa um círculo passando pela origem,

com diâmetro k1/k2 e inclinação de .


74

condição de fabricação do relé.

R

X

dispara

k1/k2 não dispara

C+ Z cai dentro C- Z cai fora

Z

Z

Tamanho do círculo é aproximadamente independente

do valor da tensão e corrente aplicados ao relé.

O relé desenvolve torque positivo (desligamento)

quando Z cai dentro da característica e torque negativo

quando Z fica fora da mesma, onde o

IVZ 0

Instalando dois ou três relés mho, podemos garantir

proteção instantânea para a seção de linha adjacente

bem como proteção de retaguarda retardada para as

linhas adjacentes.


75

Vantagens com relação ao relé de impedância:

Direcionalidade inerente

Melhor acomodação de uma possível resistência de

arco do que no relé de impedância. Constata-se que

para proteger um mesmo trecho de linha sob dada

resistência de arco, o relé abrange menor área no

plano R-X. Isto é vantajoso quanto à menor

sensibilidade às possíveis oscilações do sistema.

Relé mho de três zonas:

R

X

Z1

Z2

Z3

A zona Z1 é instantânea.

Z2 e Z3 são temporizados.


76

16.7 Relé de impedância modificado

Característica deslocada no plano R-X através de

artifício de polarização.

Conjugado:

32

22

1 kCIVkIkC

Artifício de compoundagem: faz com que o relé de

impedância tenha sua característica deslocada no plano

R-X, de modo a oferecer resultados semelhantes aos do

relé mho no que diz respeito à acomodação de certa

resistência de arco voltaico. Isso é feito polarizando-se a

bobina de tensão com uma componente CI proporcional

à corrente aplicada no relé.

Para C = 0 e k3 = 0, desenvolve-se a expressão

vetorial:

022

21 CIVkIk

0cos2 2222

21 ICCVIVkIk

2I


77

0cos22

22

22

2

21

IIC

ICVI

IVkk

0cos2 2221 CCZZkk

E como 222 XRZ e RZ cos

02 22221 CCRXRkk

0)( 2221 XCRkk

2

2

122

kkXCR

Equação de um círculo com centro

deslocado C da origem e com raio igual a 2

1k

k.


78

X

R

X’

C

Z Z’

Rav

A tensão CI é gerada forçando uma corrente I por

uma impedância C e somando este valor a V, ligando CI em série.

O ângulo de fase e a magnitude de C determinam

a direção e a magnitude, respectivamente, do

movimento do centro do círculo.

Outros artifícios mostram que podemos colocar a característica em qualquer ponto R-X.


79

XVII Relés estáticos e semi-estáticos

O desenvolvimento de transistores SCR com alto grau

de confiabilidade conduziu a construção de relés que

utilizam estes elementos.

Relés estáticos são extremamente rápidos e não

possuem partes móveis.

Vantagens básicas com relação a relés

eletromecânicos:

Alta velocidade de operação

Carga consideravelmente menor para

transformadores de instrumentos

Menor manutenção

17.1 Relés semi-estáticos

Ao invés da estrutura eletromecânica pode-se usar duas

estruturas retificadoras atuando sobre um sensível relé

de bobina móvel.


80

Se chamarmos a corrente de operação de Io e a corrente

de restrição de Ir (proporcional a uma tensão aplicada

sobre um resistor Z), e k3 sendo uma constante

semelhante à ação de uma mola, virá:

32

22

01 kIkIkC r

Escolhendo-se convenientemente o tape no

enrolamento intermediário do TC pode-se obter três

características diferentes:


81

a) Relé de impedância (Z), se K4=0 e IKU

3

b) Relé de condutância (G), se K4=1 e IIKU

3

c) Relé de impedância combinada (Zc), se K4=K4 e

IIKKU

43

O relé de condutância fornece excelente cobertura para

faltas com arco voltaico, no entanto, limita o emprego a

linhas com ângulo de até 60 graus.

Uma solução intermediária é a característica

denominada ohm deslocado ou impedância combinada

(Zc)

X

R

Z Zc G

K4K3 K3 2K3


82

Como resultado as pontes fazem a comparação dos

dois membros da equação e, quando o conjugado

gerado por I for maior que o proporcionado pela

restrição (U/K3 – K4 I), uma corrente de desequilíbrio

percorrerá o relé de bobina móvel e o disjuntor do trecho

de linha correspondente será operado.

17.2 Relés estáticos

Relé de sobrecorrente estático

Consta basicamente de um certo número de módulos em

circuitos independentes denominados: Módulo básico ou conversor de entrada:

o Faz a adaptação das correntes vindas dos TCs

do circuito principal o Em geral, transforma as correntes em tensões

através de um resistor Módulo de ajuste da corrente:

o Constituído por uma tensão de referência o Enquanto a corrente for inferior ao nível ajustado

não há condução. Se a corrente aumenta


83

ultrapassando a tensão de referência, é iniciada

a condução Módulo de ajuste de tempo:

o Consta, por ex., de resistores variáveis que

modificam o tempo de carga dos capacitores e

portanto a temporização desejada Módulo de sinalização e comando:

o No qual diversos sinais de alarme e disparo do

disjuntor podem ser obtidos, após a passagem

por circuitos de amplificação convenientes Módulo de alimentação

Relé de distância estático

Consistem em circuitos transistorizados que

desempenham funções lógicas e de temporização.

Um exemplo de função de temporização é mostrado na

figura:


84

Funcionamento:

Se uma entrada de 6ms ou mais se apresenta ao relé

ocorrerá uma saída. Além disso, mesmo depois de

removido o sinal de entrada, o sinal de saída permanece

durante 9ms.

Se o sinal de entrada tem duração inferior à 6ms,

nenhum sinal de saída ocorrerá.

Todos os tipos de característica (ohm, mho, reatância,

etc.) são obtidas medindo-se o ângulo de fase entre duas

tensões.

No interior do relé as correntes são transformadas em

tensões por meio de transactors (transformador com núcleo

de ar que produz uma tensão secundária proporcional à

corrente primária).

6 9

ENTRADA SAÍDA

6ms

9ms


85

A impedância própria do transactor (ZT) estabelece o

alcance da característica.

A unidade mho executa as medidas considerando

primeiramente as tensões de entrada senoidais em baixo

nível, tal que as formas de onda se assemelhem a ondas

quadradas.

Suas partes positiva e negativa são separadas e aplicadas

a diferentes blocos de funções “E”.

Há duas outras características que pode m ser obtidas a

partir da unidade mho, simplesmente variando-se o ajuste de

picape ou de atuação dos temporizadores; são as

características denominadas na literatura de:

Lente;

Tomate.


86

Transformadores de Corrente - TCs

Conectam relés e/ou aparelhos de medidas ao

sistema de potência

Basicamente constituídos de um núcleo de ferro,

enrolamento primário (geralmente o próprio condutor

primário do sistema) e enrolamento secundário

Adaptam a grandeza a ser medida às faixas de

utilização da aparelhagem correspondente

Problema: saturação resultante das componentes DC

e AC da corrente de defeito requerem maior cuidado

que os TPs

Primário

Secundário


87

Caracterização de um TC (ABNT)

Corrente e relação nominais

Classe de tensão de isolamento nominal

Freqüência nominal

Classe de exatidão nominal

Carga nominal

Fator de sobrecorrente nominal

Limites de corrente de curta duração para efeitos

térmico e dinâmico

Corrente e relação nominais

Corrente nominal secundária = 5A (norma)

Correntes nominais primárias = 5, 10, 15, 20, 25,

30, 40, 50, 60, 75, 100, 125, 150, 200, 250, 300,

400, 500, 600, 800, 1000, 1200, 1500, 2000, 3000,

4000, 5000, 6000 e 8000 A


Definida pela tensão do circuito ao qual o TC será

conectado (tensão máxima de serviço)


50 e/ou 60 Hz


88

Classe de exatidão

Erro máximo de transformação esperado,

respeitando-se a carga permitida

TCs de proteção devem retratar com fidelidade as

correntes de defeito sem sofrer os efeitos da

saturação

Erro de ângulo de fase: geralmente desprezado

Circuito equivalente:

Onde:

I1 = valor eficaz da corrente primária (A);

I’1 = corrente primária referida ao secundário;

K = N2/N1 = relação de espiras secundárias para

primárias;

Z1 = impedância do enrolamento primário;

Z’1 = idem, referida ao secundário;

I1

I’1 = I1/K

Z’1 = K2.Z1

I’O

Z’m

Z2

I2

ZC E2 Vt


89

I’0 = I0/K = corrente de excitação referida ao

secundário;

Z’m = impedância de magnetização referida ao

secundário;

E2 = tensão de excitação secundária (V);

Z2 = impedância do enrolamento secundário ();

I2 = corrente secundária (A);

Vt = tensão nos terminais do secundário (V);

Zc = impedância da carga ().

Curva de magnetização

Obtida experimentalmente pelo fabricante

Relaciona E2 e I’O

Permite determinar a tensão secundária a

partir da qual o TC começa a saturar (PJ)

ES

I’O

EPJ

IPJ

10% EPJ

50% IPJ

Corrente de excitação secundária

Tens

ão d

e ex

cita

ção

secu

ndár

ia


90

Ponto de Joelho (PJ) é definido como aquele

em que, para se ter aumento de 10% em E2,

precisa-se aumentar 50% em I’O .

Classificação - ABNT

Baseada na máxima tensão eficaz que pode

manter em seus terminais secundários sem

exceder o erro I’O/I2 especificado de 10 ou

2,5%.

Ex.: Seja um TC: B 2,5 F10 C100

- Baixa impedância secundária

- Erro máx. de 2,5%

- Fator de sobrecorrente 10 In

- Capaz de alimentar a carga de

100VA

Portanto deve-se especificar a tensão

secundária máxima (E2 = ES) a partir da qual o

TC passa a sofrer os efeitos da saturação,

deixando de apresentar a precisão da sua

classe de exatidão.

Carga nominal

Zt = R + jX , Zt = ZC + Z2 + ZL

Catálogo Z2 e ZC

Deve-se adicionar a impedância dos cabos ZL


91

Fator de sobrecorrente nominal

Expressa a relação entre a máxima corrente com a

qual o TC mantém sua classe de exatidão e a

corrente nominal

ABNT: 5, 10, 15 ou 20 In

Limite de corrente de curta duração para efeito

térmico

Valor eficaz da corrente primária que o TC pode

suportar por tempo determinado, com o

enrolamento secundário curto-circuitado, sem

exceder os limites de temperatura especificados

para sua classe de isolamento.

Geralmente é maior ou igual à corrente de

interrupção máxima do disjuntor associado.

Limite de corrente de curta duração para efeito

mecânico

Maior valor eficaz de corrente primária que o TC

deve suportar durante determinado tempo, com o

enrolamento secundário curto-circuitado, sem se

danificar mecanicamente, devido às forças

eletromagnéticas resultantes.


92

Seleção de TCs pela curva de magnetização

Curva ES X I’O fornecida pelo fabricante

Método: construir curva mostrando a relação entre

as correntes primária e secundária para um tap e

condições de carga especificada.

Procedimento:

a) Assumir um valor qualquer para IL (ou I2)

b) Calcular VS de acordo com a equação

VS = IL (ZC+Z2+ZL)

c) Localizar o valor de VS na curva para o tap

selecionado e encontrar o valor correspondente

da corrente de magnetização Ie ou I’O

d) Calcular IH = I1 = (IL + Ie)n referida ao lado

primário

e) Obtido um ponto da curva IL X IH , repetir o

processo para obter outros valores de IL e IH

f) Depois de construída, a curva deverá ser

checada para confirmar se a máxima corrente

primária de falta está fora da região de

saturação do TC. Se não, repete-se o processo

mudando o tap do TC até que a corrente de falta

esteja contida na zona linear da característica.


93

Precauções quando trabalhando com TCs

Secundário aberto sobretensões elevadas

o Alta tensão desenvolvida pela corrente primária

através da impedância de magnetização

Circuitos secundários devem sempre ser fechados

ou curto-circuitados

Transformadores de Potencial – TPs

Enrolamento primário conectado em derivação com o

circuito elétrico

Enrolamento secundário destinado a reproduzir a

tensão primária em níveis adequados ao uso em

instrumentos de medição, controle ou proteção

Posição fasorial substancialmente preservada

Caracterização de um TP

Tensão primária nominal e relação nominal

o ABNT: classes de isolamento de 0,6 a 440kV

o Tensões primárias nominais de 115V a 460kV

o Tensões secundárias de 115 ou 120V

o Seleciona-se a relação normalizada para uma

tensão primária igual ou superior a de serviço


94


o Depende da máxima tensão de linha do circuito


o 50 ou 60Hz

Carga nominal

o Potência aparente (VA) indicada na placa e com

a qual o TP não ultrapassa os limites de

precisão de sua classe

o ABNT: cargas de 12.5, 25, 50, 100, 200 e 400VA

Potência térmica nominal

o Máxima potência que o TP pode fornecer em

regime permanente, sob tensão e freqüência

nominais, sem exceder os limites de elevação de

temperatura especificados

o Não deve ser inferior a 1,33 vezes a carga mais

alta do TP

TPs capacitivos

Tamanho do TP proporcional à tensão nominal

TP capacitivo solução econômica

Menor precisão que o TP de núcleo de ferro

Divisor de tensão capacitivo

Impedância XL variável


95

o Minimiza a queda de tensão do circuito auxiliar

o Faz com que a tensão na carga esteja em fase

com a tensão do sistema

ZB VP

C1

C2 VC2 VS VB

XL

T

Marzio P. PozzuoliGE Power ManagementMarkham, Ontario, Canada

Utilities and manufacturers have been speculatingon the feasibility of a Universal Relay™ for a num-ber of years. The ultimate goal for a Universal

Relay, from both a technology and economic standpoint, isa unified, modular substation solution that can be net-worked and seamlessly integrated with existing hardwareand/or software regardless of the vendor or communica-tions network.

A key driving force behind the need for the UniversalRelay is implementation cost. By having a platform that isopen enough to keep pace with today’s technology andmaintains the modularity and flexibility to allow for futureupgrades, utilities can not only preserve their intitial tech-nology investment, they can substantially reduce long-termimplementation costs in the substation environment. Nomore stranded relay investments.

Although listing the attributes of a Universal Relay intheoretical terms is a relatively easy task, for developers thechallenge has been in defining the necessary logisticalrequirements for the ideal Universal Relay. What buildingblocks are needed to make it as open as possible giventoday’s advancements in technology? How do you design arelay with the flexibility to cover every foreseeable protec-tion application - today and in the future?

As daunting a proposal as this may seem, one needonly look at the evolution of PC technology to see how thiscan be achieved. In just a few short years, the PC hasbecome the general purpose or ‘universal’ tool and indis-pensable engine of the information age.

It is worthwhile to note the key concepts which havemade the PC a general purpose tool - i.e. a common hard-ware and software platform, a scalable, modular andupgradable architecture, and a common human-machine-interface (HMI) - are also the key requirements for a uni-versal relay.

However, until recently, an essential element that hasbeen missing from the Universal Relay equation is thedevelopment of a communication standard within the utili-ty industry. PC technology overcame that hurdle a numberof years ago to the point where PCs are so open, they canfunction in virtually any environment, communicate withany other device on a network, and run almost any soft-ware application without the need for customized inter-faces or configurations.

The utility industry has now followed suit with thedevelopment of an international standard that is bringingthe Universal Relay to the forefront as the utility’s generalpurpose tool and indispensable engine of the substationenvironment.

*Universal Relay is a trademark of GE Power Management

Open Communications Protocols

In today’s open systems the ability to share data seam-lessly through company-wide networks is the key to increas-ing efficiency and reducing costs as well as enhancingopen connectivity between a company’s related functionalareas. This is especially true in the utility industry, whereorganizations have been grappling with a range of propri-etary hardware and software products that can be neitherintegrated nor upgraded at a reasonable cost and/oreffort. Special communications interfaces or gateways mustbe used to connect any new equipment to an existing datanetwork if a utility wants to expand beyond its proprietaryequipment.

The effort to achieve a common protocol that provideshigh-speed peer-to-peer communications as well as deviceinteroperability for substation automation is being drivenin North America by a select group of international utili-ties as well as the manufacturers. This is being donethrough EPRI (Electric Power Research Institute) in con-junction with the relevant standards-related groups in theIEEE and IEC committees.

With the progress being made by EPRI in establishingopen-systems communication protocols, hardware and soft-ware from different vendors can be linked and progressive-ly integrated over time, thereby providing a means to cost-effectively upgrade as needs and technology develops.

The proposed solution for the substation is implement-ed based on existing standards. These standards includethe Manufacturing Message Specification (MMS) andEthernet as the data link and the physical layer. The intentis that the substation communication will be UCA (UtilityCommunications Architecture)-compliant in order to elim-inate gateways, and allow maximum interconnectivityamong devices at minimum cost.

The development and increasing application of theproposed solution has the potential for saving millions ofdollars in development costs for utilities and manufactur-ers by eliminating the need for protocol converters (bothhardware and software) when integrating devices from dif-ferent manufacturers. Also because of the high-speed peer-to-peer communications LAN (local area network) a greatdeal of inter-device control wiring can be eliminated byperforming inter-device control signaling over the LAN.

UCA Version 2

EPRI’s UCA™ Version 1 protocol was introduced in1991 and represented the first comprehensive suite ofopen communication protocols to meet the specific needsof the electric utility industry. In 1997, the new UCAVersion 2 standard substantially expands the versatility ofUCA by including internet compatibility and specifying acommon interface standard for electric, gas and water utili-ty systems.

UCA2, in being able to provide an interface to differ-ent vendors’ products, ensures that equipment from multi-

The Universal Relay - The Engine for Substation Automation

ple sources can interface. In addition, it can support exist-ing and future network protocols.

EPRI’s work to date in this area has established that anopen communication protocol allows utilities to improveoperating and business decisions based on real-time avail-ability of data, combine different local and wide areamedia with minimal modification costs, reduce systemimplementation time and cost through using standardizedutility devices and eliminate redundant storage, since infor-mation can be accessed wherever it resides.

With communication protocols well on their way tobecoming standardized, a major stumbling block to theUniversal Relay has been removed. It is now time for it tomove from the drawing board into the hands of the utilities.

The evolution of the relay

When GE Power Management embarked on an ambi-tious design program to develop a “next generation” familyof protection relays, it relied on the same concepts andtechnologies that have driven the desktop personal com-puter (PC) market to such phenomenal heights in terms ofperformance and cost effectiveness to make it a generalpurpose or “universal” tool and the engine of the informa-tion age.

The aim of the program was to provide utilities with acommon tool for protection, metering, monitoring andcontrol across an entire power system, one that wouldserve as the universal engine for substation automation.

In order to understand where the technology standstoday, perhaps it’s best to look at the evolution and func-tionality of protective relays over the years.

IEEE defines a protective relay as “ a relay whose func-tion is to detect defective lines or apparatus or other powersystem conditions of an abnormal or dangerous nature andto initiate appropriate control circuit action” (IEEE 100-1984). This definition could best be classified as generalrather than ‘universal’ in nature.

Traditionally, manufacturers of protective relay deviceshave produced different designs that are specific to theprotection of generation, transmission, distribution andindustrial equipment. This approach has its roots from thedays of electromechanical and solid-state relay designs,where the widely varying complexities associated with eachtype of protection had to be implemented in proprietaryhardware configurations. For example, there was a signifi-cant difference in cost and complexity between an overcur-rent relay used for feeder protection and a distance relayused for protection of EHV (extreme high voltage) lines.

This leads us to an essential requirement of a UniversalRelay. A Universal Relay must at minimum, be capable ofproviding protection for all the sectors of the power system- from simple overcurrent protection for feeders to high-speed distance protection for EHV lines. More importantly,it must offer a cost-effective solution for both.

Development milestones

One key contributor to the feasibility of the universalrelay design has been the advancements made in digital

technology and the evolution of microprocessors, as well asthe proliferation of numerical/digital relays within theindustry.

One only need look at the PC industry to see that thepower and performance of microprocessors have increaseddramatically while prices have decreased. In fact, the tech-nology is now at the point where the performance require-ments of a distance relay and the cost/performancerequirements of a feeder relay can be met by the samemicroprocessor and digital technology.

The proliferation of numerical relays, also has allowedmanufacturers to develop and perfect software for protec-tive relaying devices across a power system.

By leveraging the advancements of microprocessor anddigital technology, and combining those with the array ofexisting and proven software developments, the ‘universalrelay’ becomes the logical outcome.

Just as the PC is a general-purpose tool that can per-form numerous tasks by running different application pro-grams on the same platform, so can a numerical relay builton a common platform become a general purpose or ‘uni-versal’ protection device by running different protectionsoftware for the apparatus being protected.

As a general purpose tool, there are a number ofessential functional blocks that must be incorporated intothe design of a Universal Relay.

Universal Relay building blocks

Most modern numerical, microprocessor based relaysare comprised of a core set of functional blocks:

A. Algorithmic and control logic processing, usually per-formed by the main ‘protection’ microprocessor and oftenreferred to as the CPU (central processing unit). Mostnumerical relays have multiple processors for differentfunctions.

B. Power system current and voltage acquisition, usuallyperformed by a dedicated digital signal processor (DSP)in conjunction with an analog-to-digital data acquisitionsystem and interposing current and voltage transformers.

C. Digital inputs and outputs for control interfaces, usuallyrequired to handle a variety of current and voltage ratingsas well as actuation speed, actuation thresholds and differ-ent output types (e.g. Form-A, Form-C, Solid-State).

D. Analog inputs and outputs for interfacing to transducerand SCADA (Supervisory Control & Data Acquisition) systems,usually required to sense or output dcmA currents.

E. Communications to station computers or SCADA systems,usually requiring a variety of physical interfaces (e.g.RS485, Fiber Optical, etc.) as well as a variety of protocols(e.g. Modbus, DNP, IEC-870-5, UCA 2.0, etc.)

F. Local Human Machine Interface (HMI) for local opera-tor control and device status annunciation.

G. Power supply circuitry for control power, usuallyrequired to support a wide range of AC and DC voltageinputs (e.g. 24-300 VDC, 20-265 VAC).

The design of a universal relay requires an architecturethat can accommodate all of the above functional blocks ina modular manner and allow for scalability, flexibility, andupgradability in a cost effective manner for all applications.

The biggest challenge for relay designers is the ‘costeffective manner’. The risk they have faced in the past iscreating an architecture with all of the above attributeswhere the base cost of the platform is too high for themore cost sensitive applications such as feeder protection.

Today, this has been resolved as a result of cost reduc-tions inherent in the production of a common platformfor all applications. Like the PC industry, common compo-nents such as power supplies, network cards and disk dri-ves continue to drop in price, while delivering ever-increas-ing performance levels.

While protective relay production is nowhere near thevolume of PCs, a next generation relay platform based on amodular architecture which can accommodate all applica-tions will yield significant development and manufacturingcost reductions.

The Universal Relay Architecture

In defining what a Universal Relay needs to do, it isimportant to understand the architectural elements thatperform the above mentioned functions.

Modularity

On the hardware side, modularity is achieved througha plug-in card sys-tem similar to thatfound in program-mable logic con-trollers (PLCs) aswell as PCs. A keyelement in thesuccessful perfor-mance of such asystem is the high-speed parallel buswhich provides themodules with acommon powerconnection andhigh-speed datainterface to themaster processor(CPU) as well asto each other.Figure 1 showssuch a system withall the core func-tional blocksimplemented asmodules.

Figure 2 rep-resents a physicalrealization of themodular architec-

ture used in the design of GE Power Management’sUniversal Relay - a 19-inch rack-mount platform, 4 rackunits in height, capable of accepting up to 16 plug-in mod-ules.

Modules plug into a high-speed data bus capable of

data transfer rates as high has 80 Mbytes/sec. Thehigh-speed bus should be completely asynchronous,thus allowing modules to transfer data at rates appro-priate to their function. This is crucial in order tomaintain a simple, low-cost interface for all modules.The bus should be capable of supporting both paral-lel and serial high-speed communications simultane-ously (up to 10Mbps serial) which allows those mod-ules which must transfer data as quickly as possible touse the high-speed parallel bus (80 Mbytes/sec),while others can use the serial bus to avoid communi-cation bottlenecks.

One of the key technical requirements of such asystem for protective relaying applications is that themodules must be capable of being completely drawnout or inserted without disturbing field wiring whichis terminated at the rear of the unit (see Figure 3).

Modularity can also be applied at the sub-mod-

High-Speed Data Bus

P C D D A CO P S I N OW U P G A M E I I M R O O S

LED modules

Displaymodule

KeypadmoduleMODULAR HMI

POWER = Power Supply Mode

CPU = Main Microprocessor Module

DSP = Digital Signal Processor & Magnetics

DIGIO = Digital Input/Output Module

ANAIO = Analog I/O Module

COMMS = Communications Module

Figure 1 - System configuration showing a high-speed databus and modules with a common power connection and high-speed data interface to the zcpu.

Figure 2 - A working example of the modular architecture found in aUniversal Relay.

Figure 3- Plug-in modules can beremoved or inserted without dis-turbing wiring.

ule level (Figure 4). Configurable input/output (I/O)combinations can accept plug-in sub-modules, whichmeans that each sub-module can be configured for virtual-ly any type of I/O interface desired, to meet both presentand future demands. This gives the relay a ‘universal’ inter-face capability.

Scalability and flexibility

A modular architecture of this type allows for bothscalability and flexibility. In particular, scalability is foundin the ability to configure the relay from minimum to max-imum I/O capability according to the particular require-ments. The flexibility lies in the ability to add modules con-figured with the desired sub-module I/O. This allows formaximum flexibility when interfacing to the variety of con-trol and protection applications in the power system(Figure 5).

Upgradability and Enhancements

Another obvious benefit of this architecture is the abil-ity of users to upgrade or enhance their relay simply byreplacing or adding modules. For example:

* Upgrading from a twisted pair copper wire communi-cations interface to high-speed fiber optics communi-cations.

* Enhancing a transformer protection applicationby adding an Analog I/O (ANIO) module with thesub-modules to detect geomagnetic induced currents,sense and adapt to tap-position, perform on-load tap-changer control, or detect partial discharge activity.

* Upgrading the CPU module for more powerfulmicroprocessor technology allowing for more sophisti-cated and protection algorithms (e.g. “Fuzzy Logic”,“Neural Networks”, “Adaptive”).

* Enhancing the metering capability of the relay byadding a second DSP module with current and voltagetransformer sub-modules capable of revenue classmetering accuracy.

* Enhancing the control capabilities by adding a DigitalI/O (DIGIO) module with customized labeling to cus-tomize the reporting of events.

* Enhancing the HMI capabilities by adding an LEDmodule with customized labeling to customize eventreporting.

Modular Software

Scalability and flexibility issues are not exclusive tohardware.

Software must be able to support the same features. Infact, the software has its own form of modularity based onfunctionality. These include:

* Protection elements* Programmable logic and I/O control* Metering* Data and Event capture/storage* Digital signal processing* HMI control* Communications

The key advancement in software engineering that hascome to dominate the software industry is Object OrientedProgramming and Design (OOP/OOD). This involves theuse of ‘objects’ and ‘classes’. By using this concept one cancreate a protection class and objects of the class such asTime Overcurrent (TOC), Instantaneous Overcurrent(IOC), Current Differential, Under Voltage, Over Voltage,Under Frequency, Distance Mho, Distance Quadrilateral,etc. These represent software modules that are completelyself-contained or ‘encapsulated’ (Figures 6a and 6b).

The same can be done for metering, programmablelogic and I/O control functions, HMI and communica-tions or, for that matter, any functional entity in the system.

Therefore, the software architecture is able to offerFigure 5 - An example showing minimum and maximum moduleI/O capability.

Figure 4 - Configurability at a sub-module level.

scalability andflexibility: scal-ability in thatthe number ofobjects in anapplication arescalable (e.g.multiple IOCelements); flex-ibility in thatobjects can becombined tocreate customcombinationsto suit theapplication(e.g. TOC,IOC, Distance

Underfrequency and Directional IOC). In combining these attributes - modularity, scalability,

flexibility, upgradability and modular software - the capabil-ity is there to run a wide variety of applications on a com-mon platform. Figure 7 shows the concept of a commonplatform Universal Relay capable of running multipleapplications.

The benefits

Overall, theability to standard-ize on one hard-ware configura-tion that canaddress the major-ity of specificapplications is amajor potentialbenefit to users.As a common plat-form, theUniversal Relaycan be used torun any variety ofthe appropriateapplication soft-ware.

Standardizingon a common

platform also potentially reduces engineering and commis-sioning costs through simplified wiring diagrams, reduceddrafting expenses, simplified commissioning and test pro-cedures, as well as reduced learning time when applyingthe device to different applications.

The key element which results from a common plat-form approach in simple terms is that of a ‘common lookand feel’ across the entire family of applications - the idealscenario for substation automation.

The Universal Relay’s role in substation automation

As mentioned earlier, utilities worldwide have beenclamoring for a standard that will allow different devicesfrom different manufacturers to communicate with a com-mon protocol and to interoperate. Now that the standardissue is being resolved, one can look to add value by net-working protective relaying devices. This is achieved byleveraging their ability to communicate among themselves(i.e. peer-to-peer) and to the station interface.

Since the Universal Relay offers a modular hardwareand software architecture that is scalable, flexible, andupgradable, as well as advanced peer-to-peer communica-tions, it can accommodate the requirements of any substa-tion automation proposal.

In addition, the configurable object oriented softwarecan handle both new and legacy communications proto-cols, which means a Univeral Relay can coexist in today’senvironments, as well as handle any future migration toEthernet or other future technology without incurring thesignificant investments normally associated with systemconversions or upgrades.

As performance and functional requirements evolve totake advantage of the new possibilities brought about byhigh-speed peer-to-peer communications the UniversalRelay can just as easily evolve to remain in-step with users’requirements and budgets.

FiberOpticHub #1

FiberOpticHub #2

DISTANCE RELAY

LINEDIFFERENTIAL

TRANSFORMER FEEDER CONTROLLER

ROUTER

HUBBRIDGE

OTHERVENDORS

IEDs

WANENTERPRISENETWORK

Figure 8 - Schematic of entire Universal Relay setup, from workstation to relays.

Protection

Metering

Control

HMI

Comms

DSP

CLASSES

Application Software

CommonCoreSoftware • TOC

• IOC• Distance• Differential• Frequency• Volts/Hz• etc.

Protection ClassO

bjec

ts

Figures 6a and 6b - TheOOP/OOD concept uses objectsand classes to create self-con-tained software modules.

Figure 7 - The elements of the Universal Relayplatform

SUBSTATION AUTOMATION USING

EPRI MMS/ETHERNET & GEPM IEDS

1

PROTEÇÃO RÁPIDA DE LINHAS DE TRANSMISSÃO COM O USO DE EQUAÇÕES DIFERENCIAIS

RENATA ARARIPE DE MACÊDO1 DENIS VINICIUS COURY

2

Departamento de Engenharia Elétrica Escola de Engenharia de São Carlos - ESSC-USP CP 359 - CEP 13560-970 FONE: (016) 273-9363

FAX (016)273-9372 São Carlos - SP [email protected] [email protected]

RESUMO – Este trabalho apresenta uma implementação de proteção rápida para linhas de transmissão de alta tensão. O algoritmo proposto calcula a distância em que a falta ocorreu na linha através da equação diferencial da mesma. A determinação numérica da distância da falta é feita pelo cálculo dos parâmetros de linha, ou seja, a sua resistência e indutância. Para este esquema, as tensões e correntes trifásicas foram empregadas como entradas. O software “Alternative Transients Program” - (ATP) é usado para gerar os dados referentes a uma linha de transmissão (440 kV) em condições de falta. O objetivo dos testes foi demonstrar que o algoritmo converge em menos de dois ciclos e que pode analisar corretamente várias situações de faltas sobre a linha de transmissão protegida. Os resultados utilizando-se da técnica proposta demonstram que o método apresenta bastante precisão e rapidez no cálculo da distância da falta para efeitos de proteção. ABSTRACT - This work presents a proposal for fast protection of high voltage transmission lines. The proposed algorithm calculates the distance that the fault occurred in the line through its differential equation. The numerical determination of the fault distance is made through the calculation of the line parameters: its resistance and inductance. For this scheme, the three-phase voltage and current signals were used as inputs. The software Alternative Transients Program - (ATP) was used to generate the data related to the transmission line (440 kV) in faulted condition. The objective of the tests was to prove that the algorithm converged in less than two cycles, analyzing several situations of faults correctly on the protected line. Results using the technique demonstrate that the method presents high precision in the calculation of the fault distance for protection purposes. Key Words - System Protection, Digital Protection, Differential Equation.

1 Introdução

A função do sistema de proteção é detectar faltas ou condições anormais no sistema elétrico de potência, e removê-las o mais rápido possível. Este sistema deve retirar de operação apenas o elemento sob falta, visando a continuidade do fornecimento de energia elétrica. A interrupção no fornecimento de energia elétrica deve então ser minimizada ou, se possível, evitada. Dentre as características mais desejáveis de um sistema de proteção destacam-se: rapidez, seletividade, sensibilidade e confiabilidade.

O relé é o dispositivo lógico do sistema de proteção. Este detecta as condições anormais, e inicia sua operação para a abertura ou não dos disjuntores adequados, a ele associados. O relé deve ser capaz de estabelecer uma lógica entre os parâmetros do sistema e tomar uma decisão correta de abertura. Os parâmetros que mais

comumente refletem a presença da falta no sistema são os sinais de tensão e corrente, obtidos nos terminais do relé. Normalmente estes parâmetros são usados em relés de distância na proteção de linhas de transmissão. Estes calculam a impedância aparente entre a localização do relé e a falta. Como a impedância por quilômetro da linha de transmissão é considerada constante, através do cálculo da impedâcia aparente, o relé aponta a distância da falta na linha.

A escolha do algoritmo mais adequado para a proteção está , dentre outras coisas, baseada no tempo no qual o algoritmo leva para extinguir a falta no sistema. Este deve ser o menor possível reduzindo, assim, a possibilidade de instabilidade transitória do sistema, danos aos equipamentos e riscos pessoais.

Este trabalho apresenta o desenvolvimento de um algoritmo baseado na modelagem do sistema de transmissão por meio de equações diferenciais, formuladas através dos parâmetros resistência e

2

indutância da linha de transmissão a ser protegida. Nesta abordagem não é necessário que a entrada do algoritmo seja puramente senoidal, admitindo a presença de harmônicos e componentes CC presentes na linha como parte da solução do problema, quando da ocorrência de uma falta ou algum distúrbio no sistema.

Os fundamentos teóricos utilizados para o desenvolvimento do algoritmo são citados na literatura em trabalhos de Phadke & Thorp (1994), e por Johns & Salman. (1995). Outros trabalhos podem ser citados como referências: Mann & Morrison (1971), sugeriram um algoritmo para o cálculo da impedância da linha baseado na predição dos valores de pico das formas de onda de tensão e corrente de entrada. Ranjbar & Cory (1975), propuseram um melhoramento no método que utilizava o modelo de uma linha de transmissão RL-série que resultava em uma equação diferencial de 1a ordem, com seus limites de integração definidos previamente. Esta técnica também foi estudada por Smolinsk (1979) e Breingan, Chen & Gallen (1979). Jeyasuray & Smolinski (1983), apresentam um estudo comparativo entre diversos tipos de algoritmos para a determinação da impedância aparente da linha, e baseado nestes estudos, concluíram que a combinação de filtros com o algoritmo baseado na equação diferencial da linha apresenta o melhor resultado na implementação deste em tempo real. O algoritmo introduz alguns erros que são analisados por Phadke & Thorp (1994), onde sugere-se a eliminação destes através de uma pré filtragem das estimativas. Outros autores tais como, Gilbert, Undren e Sackin (1977), estudaram diversos algoritmos e concluíram a eficácia do modelo baseado na equação diferencial da linha. Akke e Thorp (1998) apresentam um novo método de filtragem digital das estimativas para a eliminação de erros introduzidos no algoritmo. Mais recentemente a aplicação de técnicas de Inteligência Artificial na detecção e localização rápida de faltas em linhas tem sido objeto de estudo.

2 O sistema de potência analisado Neste artigo utilizou-se o software ATP (ATP - Rule Book, 1987) para a modelagem do sistema elétrico estudado e a obtenção do conjunto de dados para análise e testes. Foi utilizada a representação da linha de transmissão com parâmetros distribuídos, que permite uma simulação detalhada do sistema elétrico, possibilitando a utilização de seus resultados na implementação do algoritmo estudado.

O software ATP permite a representação detalhada da linha de transmissão através das características dos condutores e suas respectivas disposições geométricas nas torres de transmissão, além da modelagem das diversas manobras e defeitos que afetam o mesmo, buscando uma aproximação com uma situação real.

A linha de transmissão utilizada para o cálculo dos parâmetros foi uma linha típica da CESP de 440kV. Esta linha corresponde ao trecho Araraquara – Baurú. Os dados de seqüência obtidos, através do software ATP,

foram utilizados em todos os estudos. Os dados obtidos através do software ATP foram:

R0 = 1.86230 Ω

R+ = 0.03852 Ω

L0 = 2.23 mH

L+ = 0.741 mH

A topologia utilizada nas simulações é de um sistema de transmissão perfeitamente transposto.

A falta foi aplicada entre os terminais P e T da linha simulada e os dados foram obtidos no terminal P do sistema. A topologia do sistema estudado e é apresentada na Figura 1.

150 km 100 km

80 km

P T Q

R

1.120o

10 GVA

1.10o

9 GVA

0.910o

9.5 GVA

FIGURA 1 - Sistema elétrico analisado

Para a aplicação em questão, foram utilizadas amostras de tensão e corrente trifásicas de pré e pós-falta com relação ao barramento P a uma taxa amostral de 1 kHz, sendo a freqüência do sistema de 60 Hz. Assim, foram realizadas simulações das situações que o relé experimenta na prática, tais como faltas dentro e fora de sua zona de proteção.

Este artigo mostra alguns aspectos relacionados à proteção de distância em linhas de transmissão, e descreve as simulações realizadas, apresentando resultados bastante satisfatórios.

3 Derivação da equação diferencial da linha

O propósito do algoritmo estudado é descrever a dinâmica de uma linha de transmissão sob falta através de sua representação por uma equação diferencial. Deve-se assumir que o comprimento da linha seja tal que a capacitância shunt possa ser negligenciada, ficando a linha composta apenas por resistência e indutância.

A linha de transmissão trifásica, sob falta, pode ser modelada através da equação de 1a ordem:

V=Ri+Ldt

di

(1)

onde L e R são a indutância e a resistência da linha, e V e i são a tensão e a corrente medidas no relé, respectivamente. A equação (1) representa uma linha de transmissão curta, na qual este estudo foi baseado. Para

3

linhas médias e longas compensações extras são necessárias. Para resolver a equação (1) foram introduzidos os parâmetros que limitarão a solução. Assumindo uma falta na linha PT, ilustrada pela figura 1, a uma distância k do relé, os valores instantâneos da tensão e da corrente podem ser calculados pela equação (2), para uma linha trifásica:

+

=

c

b

a

l

c

b

a

r

c

b

a

i

i

i

dt

dLk

i

i

i

Rk

v

v

v

(2)

onde va, vb e vc, ia, ib e ic são as tensões e correntes trifásicas nas respectivas fases a, b e c da linha, e os parâmetros kr e kl são o comprimento relativo da linha para a resistência e a indutância, respectivamente. Para uma falta na linha PT, estes parâmetros assumirão um valor entre 0 e 1, que representa a distância entre a falta e a localização do relé, que em condições ideais seriam iguais.

As matrizes R e L são as matrizes resistência e indutância para a linha modelada, respectivamente. Assumindo uma transposição perfeita, tem-se:

=

smm

msm

mms

RRR

RRR

RRR

R e

=

smm

msm

mms

LLL

LLL

LLL

L (3)

onde os índices s e m significam própria e mútua, respectivamente. Os índices 0 e + são utilizados na representação do sistema através das componentes de seqüência zero e positiva, respectivamente.

A relação entre os parâmetros são:

L+ = Ls - Lm (4)

R+ = Rs - Rm L0 = Ls – 2Lm R+ = Rs - 2Rm

De (4) , segue que:

3Lm = L0 – L+ (5)

3Rm = R0 – R+

Foram usadas as equações (4) para rescrever a equação (1) como:

( ) ( )

−+

−+

+

=

++++

0

0

0

0

0

0

0

0

a

i

i

i

dt

dLLk

i

i

i

RRk

i

i

i

dt

dLk

i

i

i

Rk

v

v

v

lr

c

b

a

l

c

b

a

r

c

b

(6)

Com a corrente de seqüência zero igual a:

i0 = (ia + ib + ic)/3 (7)

A seguir serão derivadas a equações para os tipos de faltas estudados.

3.1 Falta fase-terra.

Assumindo uma falta fase-terra, ocorrendo na fase a e a uma distância k do relé, o valor instantâneo da tensão va, que é a tensão da fase a no ponto do relé, pode ser calculada usando a equação (8). Os parâmetros kr e kl,

que são os fatores multiplicadores da resistência e indutância, respectivamente para uma falta na linha, podem ser escritos na forma:

( )[ ] ( )

−++−+= ++++

dt

diLL

dt

diLkiRRiRkv a

lara00

00 (8)

e a expressão pode ser escrita na forma geral como:

dt

dikikv l

lrr += (9)

Onde:

( )( ) 0

0

00

iLLiLi

iRRiRi

vv

al

ar

a

++

++

−+=

−+=

=

(10)

3.2 Falta fase-fase-terra ou fase-fase Considerando uma falta entre as fases a e b, a uma distância k, envolvendo ou não a terra, a sua equação pode ser representada pela expressão:

( ) ( )

−+

−+

+

=

++++

0

00

0

00

i

i

dt

dLLk

i

iRRk

i

i

dt

dLk

i

iRk

v

vlr

b

ar

b

ar

b

a (11)

e na sua forma geral

dt

dikikv l

lrr += (12)

Onde:

( )( )bal

bar

ba

iiLi

iiRi

vvv

−=

−=

−=

+

+ (13)

3.3 Falta trifásica Para uma falta trifásica a uma distância k do relé, desde que a falta seja simétrica, a equação (6) pode ser rescrita da forma:

+

=

++

c

b

a

l

c

b

a

r

c

b

i

i

i

dt

dLk

i

i

i

Rk

v

v

v

a (14)

Definimos os componentes αβ por:

=

c

b

a

v

v

v

Mv

v

β

α onde

= −

−−

23

23

21

21

0

1

3

2M

(15)

As três quantidades a, b, c são convertidas em duas novas quantidades ortogonais entre si, ficando a equação geral da forma:

4

+

=

++

β

α

β

α

β

α

i

i

dt

dLk

i

iRk

v

vrr

(16)

3.4 A solução da equação diferencial

Para as faltas do tipo fase-terra, fase-fase e fase-fase-terra, tem-se a solução da equação geral (9) pela regra trapezoidal. Os dois parâmetros desconhecidos kl e kr são estimados por estas equações , utilizando-se três amostras consecutivas, n-2, n-1 e n. As estimativas são:

( )( ) ( )( )( )( ) ( )( )

211121

211 121^

−−−−−−

−−−

−+−−++−−+−

= −−−

nnnnnnnn

nnnn

n

llrrllrr

nnllnnllr

iiiiiiii

vviivviik

(14)

( )( ) ( )( )( )( ) ( )( )

211121

211 121^

2−−−−−−

−−−

−+−−+

++++−−= −−−

nnnnnnnn

nnnn

n

llrrllrr

nnrrnnrrl

iiiiiiii

vviivviihk (15)

A solução da equação diferencial, resultará na distância em que a falta ocorreu na linha em termos percentuais. Os valores de kr e kl serão valores numéricos entre 0 e 1, conforme citado anteriormente, e indicarão a existência da condição ou não de trip do disjuntor. A solução para falta trifásica é similar a representada acima.

Foi desenvolvido um programa computacional em linguagem Fortran para testar o princípio descrito anteriormente para a proteção digital baseada na modelagem da linha de transmissão.

4 Filtragem das estimativas

O uso direto das equações descritas anteriormente não produz uma estimativa aceitável para ser usada em relés digitais por possuírem convergência em tempos normalmente superiores a dois ciclos. Assim, foi feita uma filtragem das respostas do algoritmo, proporcionando um diagnóstico mais rápido das estimativas. Para isso foi usado um filtro de mediana de 5ª ordem na localização da falta.

O filtro de mediana é uma técnica de processamento digital de sinais que é útil para supressão de ruídos em imagens. O filtro consiste em uma janela móvel de dados englobando um número ímpar de amostras. A amostra central da janela é substituída pela mediana do conjunto dentro da janela, rejeitando totalmente os valores extremos das amostras e suavizando o gráfico. Uma solução alternativa consiste em calcular a função acumulativa local sobre a metade do valor numérico amostrado. Esta avaliação do histograma é vantajosa apenas quando é usado uma janela de 5x5 amostras ou mais, Pratt, W.K. (1978).

Melhores resultados foram obtidos usando-se estimativas recursivas para valores medianos para amostras consecutivas. Os filtros digitais recursivos são assim denominados por que há uma realimentação da entrada, portanto a saída será dependente tanto da seqüência de entrada quanto das saídas anteriores. Em alguns casos, filtros recursivos são mais eficientes

computacionalmente. Uma vantagem é a redução de armazenamento de dados requeridos (Chen, C. H. (1988)).

5 Resultados obtidos Uma extensiva série de testes realizados com o algoritmo apresentaram respostas de acordo com o esperado. A estimativa da localização da falta, ou seja, o cálculo da distância através da resistência e da indutância, mostrou ser um critério coerente com as expectativas do algoritmo. Por motivo de brevidade, somente alguns resultados serão apresentados. As figuras abaixo resumem os resultados obtidos. Algumas estimativas de localização para uma falta fase-terra são ilustradas nas figuras 2, 3, 4 e 5, que ilustram uma resposta típica do algoritmo, com e sem filtragem, para faltas a 30 km (20% da linha) e 105 km (70% da linha), onde se variou a resistência de falta (1 e 80 Ω ). É observado uma diferença de estimativa entre os gráficos de kr e kl. Como esperado, esta diferença se acentua profundamente na existência de valores mais altos de resistência de falta (figura 5). Assim, os resultados que melhor satisfazem o problema são os valores do kl, uma vez que são imunes as variacões da resistência de falta.

0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,0450,194

0,196

0,198

0,200

0,202

0,204

0,206

KL Filtro

KL

- 20

% d

a lin

ha

Tempo(s)

FIGURA 2: Estimativa do kl a 20% da linha sem filtragem (sólido) e

com filtragem (tracejado) com resistência de falta de 1 Ω .

0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,0500,200

0,202

0,204

0,206

0,208

0,210

KR Filtr

KR

- 2

0% d

a lin

ha

Tempo(s)

FIGURA 3: Estimativa do kr a 20% da linha sem filtragem (sólido) e


5

0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,0450,76

0,78

0,80

0,82

0,84

0,86

0,88

0,90

0,92

0,94

KL Filtro

KL

- 70

% d

a lin

ha

Tempo(s)



0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,0451,95

2,00

2,05

2,10

2,15

2,20

2,25

KR FiltroR

KR

- 7

0% d

a lin

ha

X axis title

FIGURA 5: Estimativa do kr a 70% da linha sem filtragem (sólido) e


As figuras 6, 7 e 8 apresentam o gráfico do cálculo do kl em relação ao tempo com resistência de falta de 10 Ω para uma falta do tipo fase-terra, fase-fase e fase-fase-terra, a 45 km (30% da linha), 75 km (50% da linha) e 135 km (90% da linha), respectivamente.

0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,0450,25

0,26

0,27

0,28

0,29

0,30

0,31

0,32

kl Filtro

KL

- 30

% d

a lin

ha

Tempo(s)


com filtragem (tracejado) para falta fase terra.

0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045

0,40

0,42

0,44

0,46

0,48

0,50

0,52

0,54

0,56

0,58

KL FILTRO

KL

- 50

% d

a lin

ha

Tempo(s)


com filtragem (tracejado) para falta fase-fase.

0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,0500,84

0,86

0,88

0,90

0,92

0,94

0,96

0,98

KL FILTRO

KL

- 90

% d

a lin

ha

Tempo(s)

FIGURA 8: Estimativa do kl a 90% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) para falta fase-fase-terra.

Deve ser ressaltado que a filtragem das estimativas resultam em uma rápida convergência dos valores de kl e kr calculados pelo algoritmo. A filtragem mencionada possibilita o uso de tal filosofia para proteção de distância rápida de linhas de transmissão. Deve ainda ser mencionado que as estimativas são mais precisas para faltas até 50% do comprimento da linha, para valores de kl. No entanto, de uma forma geral para diferentes distâncias, resistências de falta e tipos de falta a filosofia descrita pode ser empregada para proteção rápida de linhas de transmissão.

6 Conclusões

A técnica apresentada neste trabalho mostra a utilização de uma modelagem dos parâmetros da linha de transmissão, através de um algoritmo de equações diferenciais, para o cálculo da localização da falta.

Pela apresentação do algoritmo estudado, os resultados não são afetados pela presença de harmônicos ou componentes CC introduzidos no sistema quando da ocorrência da falta. Esta técnica pode ser aplicada para qualquer tipo de falta com ou sem a presença de resistência de falta.

Conforme esperado, a presença de resistência de falta modifica apenas os valores do kr. Este fato não

6

afeta a decisão do algoritmo na abertura dos disjuntores a ele associados, pois na tomada de decisões só é levado em consideração os valores de kl .

Para os tipos de falta testados, a estimativa da localização da falta através dos parâmetros kl, mostrou-se altamente satisfatória para a finalidade de proteção.

O trabalho mostrou que a resposta do algoritmo converge em menos de 2 ciclos de pós-falta, após a filtragem das estimativas, imprimindo maior velocidade de resposta para os relés digitais.

Agradecimentos Os autores gostariam agradecer ao Departamento de Engenharia Elétrica da Escola de Engenharia de São Carlos /Universidade de São Paulo (USP/EESC) pelas facilidades proporcionadas quando do desenvolvimento deste trabalho, bem como ao apoio financeiro recebido por parte da CAPES – Conselho de Aperfeiçoamento do Pessoal de Ensino Superior.

Referências Bibliográficas Phadke, A.G. e Thorp J.S. (1988). Computer relaying

for power systems, Research Studies Press Ltd., Taunton, Somersct, England.

Johns, A.T. e Salman, S.K. (1995) Digital protection for

power systems, Peter Peregrinus Ltd., on behalf of IEE, London, United Kingdom.

ATP - Rule Book, 1987, Leuven EMTP Center (LEC). Mann, B.J. e Morrison I.F. (1971) Digital Calculation of

Impedance for Transmission Line Protection, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-90, No. 1, Jan/Fev., (1971).

.

Ranjbar, A.M. e Cory, B.J. (1975) An improved method for the digital protection of high voltage transmission line, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-94, p. 544-550.

Gilbert, J.G. ; Undren, E.A. e Sackin, M. (1977) Evaluation

of Algorithms for Computer Relaying, IEEE PES Summer Meeting, Mexico City, Mex., July 17-22.

Smolinski, W..J. (1979) An algorithm for digital

impedance calculation using a single PI section transmission line model, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-98, p. 1546-1551.

Breigan, W.D. ; Chen M.M. e Gallen T.F. (1979) The

laboratory investigation of digital systems for protection of transmission lines, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-98, p. 350-368.

Jeyasuray, B. e Smilinski W.J. (1983) Identification of a

best algorithm for digital distance protection of transmission line, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-103, p. 3358-3369

Akke, M.A. e Thorp, J.S. (1998) Some improvements in

the three-phase differential equation algorithm for fast transmission line protection, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol. 13, n. 1, January, p. 66-72

Phadke, A.G. ; Ibrahim M. e Hlibka T. (1977)

Fundamental basis for distance relaying with symmetrical components, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-96, p. 635-646.

Pratt, W.K. (1978) Digital Image Processing John Wiley & Sons, Inc.

Chen, C. H. (1988) Processing Handbook, edited by

C.H. Chen

TÉCNICAS DIGITAIS APLICADAS AO PROBLEMA DE LOCALIZAÇÃO DE FALTAS EM LINHAS DE TRANSMISSÃO

DENIS VINICIUS COURY LUIZ REINALDO GAUTIER

Departamento de Engenharia Elétrica Universidade de São Paulo

Escola da Engenharia de São Carlos 13.560-250 - São Carlos - SP-BRASIL

Resumo- Localizadores de faltas são dispositivos designados para determinar a localização do ponto de incidência de faltas em linhas de transmissão dos sistemas elétricos de potência. Esta localização possibilita uma restauração mais rápida da operação de um sistema elétrico, garantindo melhor qualidade na continuidade de fornecimento de energia. Este trabalho apresenta um estudo comparativo entre duas abordagens distintas para localização digital de faltas. Um dos métodos utiliza dados disponíveis apenas em um único terminal, enquanto que o outro, utiliza dados provenientes dos dois terminais da linha de transmissão. As teorias fundamentais de ambas as técnicas são estudadas e simulações computacionais de uma linha de transmissão são utilizadas para seus testes. Abstract- Fault locators are devices designed to pinpoint the location of the fault on transmission lines of electric power systems. This location allows a fast restoration of the power system operation, contributing to a high level of continuity on power delivery. This work shows a comparative study between two digital fault locator approaches. The methods differ on the nature of input data. One of the methods uses data available from only one end, while the other uses data from the both ends of the transmission line. The fundamental theories of the two techniques are studied, and computational simulations of the transmission line are utilized for the tests. 1 - INTRODUÇÃO Sistemas elétricos de potência devem garantir um fornecimento confiável de energia com o mais alto grau de continuidade possível. Faltas podem ocorrer em qualquer ponto de um sistema elétrico de potência; no entanto, os elementos mais afetados pelas faltas são as linhas de transmissão aéreas devido a sua extensão física e por constituírem as partes mais expostas do sistema. Além disso, devido à sua dimensão e ao ambiente em que se encontram, as linhas são as partes do sistema elétrico que apresentam maior dificuldade para manutenção e monitoramento. Um localizador digital de faltas tem por função a determinação do ponto exato de ocorrência de uma falta em

uma linha de transmissão. Esta prática permite uma diminuição nos serviços de manutenção e uma rápida restauração da operação após a ocorrência de uma falta permanente na linha, contribuindo assim para a melhoria da continuidade de fornecimento de energia anteriormente referida. Por outro lado, um localizador é também muito útil para estimação de faltas transitórias, que podem causar pontos fracos nos sistemas de distribuição e transmissão, e que resultariam em futuros problemas ou faltas permanentes. Diversas abordagens utilizando a tecnologia digital foram desenvolvidas e diferentes princípios já foram aplicados ao problema da localização de faltas em linhas de transmissão. Estas técnicas geralmente usam as tensões e correntes dos barramentos como dados de entrada. Estas abordagens podem então ser classificadas de acordo com o modo de obtenção dos dados em técnicas com dados provenientes de um único terminal e com dados provenientes de dois terminais da linha de transmissão. Algoritmos que fazem uso de dados de apenas um dos terminais da linha de transmissão são geralmente baseados no cálculo da impedância com relação ao ponto de falta e a partir deste cálculo a distância da falta pode ser deduzida. Saint e Paithankar (1979) propuseram uma técnica de localização de faltas baseada no cálculo da razão entre a reatância de falta e a reatância total da linha. No entanto, as estimativas de localização da falta não são precisas se existe contribuição de corrente de falta pelas fontes conectadas em ambos os terminais da linha e se for levada em conta a resistência de falta. Takagi et al. (1982) apresentaram uma técnica com proposta de redução dos erros causados pelos fatores citados anteriormente e suas equações são apresentadas mais adiante. Um localizador de faltas foi implementado comercialmente pela Toshiba Corporation fazendo uso destes princípios. Wiszniewski (1983), Saha e Erikson (1985) e Cook (1986) propuseram métodos baseados nos cálculos de impedância usando um fator distribuição da corrente de falta para compensação dos erros descritos anteriormente. Se as impedâncias das fontes são conhecidas, o processo de localização da faltas com informação de apenas um dos terminais da linha pode ser sensivelmente melhorado(Erikson et al.,1985).

Quando são utilizados dados dos dois terminais, torna-se possível superar alguns problemas comuns associados com a localização de faltas. Apesar destas técnicas precisarem de um meio de comunicação para transmissão de dados para o terminal onde será realizado o processamento, estas necessidades de comunicação são bastante simples (e descontínuas), uma vez que o algoritmo opera de forma off-line. Schweitzer (1982), Jeayasurya e Rahman (1989); Girgis et al.(1992) e Aggarwal et al. (1993) propuseram técnicas usando corrente e tensão em regime permanente provenientes dos dois terminais da linha em conjunção com equações da linha, onde a distância de falta passa a ser a única incógnita a ser calculada. Deve ainda ser ressaltado que a localização da falta só poderá ser determinada precisamente se as medições em ambos os terminais forem sincronizadas ou se este parâmetro for levado em conta no equacionamento. Assim, a referida sincronização pode ser alcançada através de software especializado ou ainda através de métodos que utilizam GPS (Global Positioning Satellites - Phadke,1993). Coury(1992) propôs a extensão da teoria de localização de faltas para linhas de transmissão com três terminais. Este trabalho apresenta um estudo comparativo da técnica desenvolvida por Takagi (1981), hoje bastante utilizada na prática e do princípio que utiliza dados de ambos os terminais, manipulando equações de linha. As teorias fundamentais de ambas as técnicas serão estudadas e simulações computacionais de um modelo de linha de transmissão faltosa são utilizadas para seus testes. Efeito de parâmetros tais como distância e tipo de falta, resistência de falta, capacidade das fontes, taxa amostral e comprimento da linha são analisados. Deve ser ressaltado que os métodos em questão fazem uso de dados provenientes de registradores digitais de falta instalados nas subestações. Tais registradores apresentam, por vezes, as ondas faltosas com elevado grau de ruído. Assim, para implementação das referidas técnicas, algumas subrotinas essenciais são necessárias, tais como filtragem digital, estimação dos instantes de ocorrência de falta, sincronização dos dados (para o caso de utilização de dados dos dois terminais), etc., antes da aplicação da teoria fundamental de localização de faltas propriamente dita. 2 - LOCALIZADOR DIGITAL DE FALTAS COM DADOS PROVENIENTES DE UM ÚNICO TERMINAL DA LINHA Este tópico descreve a implementação prática de um algoritmo para localização de faltas baseado no método de Newton-Raphson para uma linha de transmissão de alta tensão. O método faz uso das ondas de tensão e corrente apenas de um terminal local, as quais são posteriormente filtradas através da técnica da Transformada Discreta de Fourier (TDF), a fim de se obter as medidas dos fasores de corrente e tensão em regime permanente. A técnica também utiliza componentes superpostos e modais de tensão e corrente, ao invés de valores de fase para o cálculo da distância da falta. O estágio inicial do algoritmo é a obtenção dos dados digitalizados de tensão e corrente do terminal local onde os procedimentos terão lugar. Alguns dos passos principais do algoritmo serão descritos a seguir.

2.1 - Detecção da Falta As amostras usadas pelo método, provenientes de um registrador digital de faltas, normalmente incluem dados de pré-falta e pós-falta. Portanto, é necessário que se determine o ponto amostral onde a falta tem início (através de comparação com o ciclo de pré-falta), de modo a se obter dois conjuntos de dados: um formado por um ciclo de valores pré-falta e outro por um ciclo de valores pós-falta. 2.2 - Extração dos fasores fundamentais Os valores de corrente e tensão das ondas pós-falta podem apresentar transitórios variando de altas freqüências até níveis CC e, embora os mesmos sejam atenuados por transdutores e filtros passa-baixa, estas ondas ainda podem conter componentes significativos. Com a finalidade de executar a filtragem digital, foi utilizada a teoria da Transformada Discreta de Fourier (Oppenheim, 1975) que produz a magnitude e o ângulo de fase dos fasores fundamentais de tensão e corrente. Tal método é bastante eficaz para a rejeição de componentes de alta freqüência e providencia uma boa filtragem dos componentes de baixa freqüência, especialmente o componente CC. 2.3 - Obtenção dos componentes superpostos Uma ocorrência de falta em uma linha de transmissão pode ser considerada como sendo equivalente à superposição de uma tensão no ponto de falta, a qual é igual e oposta à tensão pré-falta em regime permanente. As componentes de tensão e corrente pós-falta podem ser então consideradas como compostas por componentes pré-falta em regime permanente e componentes introduzidas pela falta. Os componentes superpostos representam a diferença entre os valores de pós-falta e os valores de pré-falta em regime permanente. 2.4 - Transformação Modal Como mencionado anteriormente, o método de localização de faltas com dados provenientes de um terminal faz uso de componentes modais de tensão e corrente ao invés de valores totais. Isto permite que o sistema trifásico seja tratado como três sistemas monofásicos independentes, simplificando assim consideravelmente os cálculos necessários. Os valores de fase são transformados em três modos desacoplados: um modo Terra e dois modos Aéreos, pela teoria dos modos naturais (Wedephol,1963) 2.5 - Teoria Fundamental e Equacionamentos do Localizador A teoria fundamental para localização de faltas é descrita primeiramente para uma linha monofásica (Takagi et ali, 1981). Toma-se como exemplo uma falta no ponto F que está distante d km do terminal S da linha de transmissão SR representada na Figura 1(a). L

S R

d

V’S V’R

I’S I’RF

RF I’F

I’FS I’FR

V’F

Figura 1(a) - Rede faltosa Aplicando-se a teoria da superposição em redes lineares, separa-se uma rede faltosa em duas redes derivadas: uma rede pré-falta e uma rede em que a falta foi isolada, representadas respectivamente pelas Figuras 1(b) e 1(c).

S RVS VR

IS IR

Figura 1(b) - Rede pré-falta

S

F

V”S V”R

VF

I”S I”R

FR

RF

I”FRI”FS

IF

Figura 1(c) - Rede com a falta isolada

Seja V’F o vetor de tensão em F, e seja IF’ o vetor de corrente na resistência de falta RF na rede faltosa. Temos então, V’F = RF . I’F = -RF (I”FS+I”FR) (1) sendo V’F o fasor de tensão pós-falta no ponto F, I’F o fasor de corrente pós-falta no ponto F, I”FS igual a corrente da linha de F para S e I”FR igual a corrente de F para R, ambas definidas na rede com a falta isolada. Uma nova variável K(d) é definida como

K(d) ≅I"

I"FR

FS

(2)

Pode ser observado que a razão K(d) é uma função da distância d à falta. A substituição da equação (2) na equação (1) produz: V’F = -RFI”FS(1+K(d)) (3) V’F e I”FS podem ser estimados pelos vetores medidos localmente, utilizando a Teoria dos Quadripólos,

V’F = A(d)V’S-B(d)I’S (4) I”FS = C(d)V”S-D(d)I”S (5) onde A(d), B(d), C(d) e D(d) são as quatro constantes para a porção SF da linha, definidas para um sistema distribuído como: A(d) = D(d) = cosh(λd) (6) B(d) = ZC senh(λd) (7) C(d) = senh(λd)/ZC (8) onde λ é a constante de propagação e ZC é a impedância característica da linha. Os vetores faltosos V’S e I’S são obtidos diretamente no terminal local S, enquanto que os vetores para a rede de falta isolada V”S e I”S são obtidos através da diferença entre os vetores pós-falta e os vetores pré-falta, como descrito anteriormente, V”S ≅ V’S - VS (9) I”S ≅ I’S - IS (10) Portanto, a equação (3) pode ser rescrita apenas com vetores obtidos localmente, como: A(d)V’S-B(d)I’S=-RF1+K(d)C(d)V”S-D(d)I”S (11) o que leva a

R 1 K( )A( )V B( )I

C( )V" D( )I"FS S

S S

+ =−′ − ′−

dd d

d d (12)

Como a impedância de falta é puramente resistiva, isto implica que RF é uma variável real. A razão K(d) também será real com a condição de que a linha de transmissão seja sem perdas, e as impedâncias das fontes nos dois terminais da linha sejam puramente indutivas. Tudo isto implica que o lado esquerdo da equação (12) será real. Portanto, o lado direito da equação (12) também deverá ser real para que sentença seja verdadeira. A equação básica do localizador é então definida como:

Imag[A( )V B( )I

C( )V" D( )I"] 0S S

S S

d d

d d

′ − ′−

= (13)

onde Imag[.] representa a parte imaginária de uma variável complexa. A solução d da equação (13) é a distância do ponto da falta ao terminal local. Como a equação (13) não é uma equação linear, é necessário uma técnica de solução iterativa. É então utilizada a técnica Newton-Raphson aplicada ao problema da localização da falta. A equação básica obtida contém a distância (d) desconhecida, fasores filtrados de tensão e corrente obtidos localmente e parâmetros da linha. Assim, o processo de localização da falta pode ser realizado sem nenhum dado de terminal remoto. Não são necessários canais de comunicação entre os terminais. A equação básica não inclui a resistência de falta RF. As características do localizador de falta para uma linha monofásica são obviamente aplicáveis para uma linha

trifásica. A equação básica pode então ser estendida para uma linha trifásica. Seja (.)(W) uma quantidade modal. Então para uma falta fase-terra a equação fica,

Im( ) ( )

( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( ) ( )ag

V V V

C d V D d IF F F

jS

j jS

j

′ + ′ + ′′′ − ′′

=

1 2 3

0 (14)

j=1,2,3 e para uma falta fase-fase,

Im( ) ( )

( ) ( )

( ) ( ) ( ) ( )agV V

C d V D d IF F

jS

j jS

j

′ − ′′′ − ′′

=

2 3

0 (15)

j=1,2 As tensões modais em F são estimadas pela equação (16). V’F

(W) = A(W)(d)V’S(W)-B(W)(d)I’S

(W) (16) W=1,2,3 3 - LOCALIZADOR DIGITAL DE FALTAS COM DADOS PROVENIENTES DOS DOIS TERMINAIS DA LINHA Será descrito a seguir um algoritmo para localização de faltas utilizando dados dos dois terminais da linha de transmissão de alta tensão, representada pela Figura 1(a). O algoritmo baseia-se na utilização dos fasores fundamentais trifásicos de corrente e tensão de ambos os terminais. Portanto, a existência de um mecanismo de comunicação de dados entre os terminais e o processador se faz necessária. Deve ser ressaltado que a abordagem desenvolvida utiliza os fasores fundamentais obtidos de ambos os terminais, assim, estes valores devem ser sincronizados em relação à uma referência de tempo comum. 3.1 - Detecção do instante de ocorrência da falta Aqui a detecção da falta é introduzida com o mesmo propósito do método utilizando dados de um terminal, com a diferença de que são determinados os pontos iniciais da ocorrência da falta em ambos os terminais. São então obtidos dois conjuntos com um ciclo de dados de pré e pós-falta relativos a cada terminal. 3.2 - Extração dos fasores fundamentais O processo é idêntico ao descrito na seção 2.2, sendo a filtragem efetuada em ambos os terminais. 3.3 - Sincronização dos dados Como o algoritmo envolve utilização de dados dos dois terminais da linha de transmissão, é de extrema importância que os fasores de tensão e corrente em ambos os terminais estejam relacionados por uma referência de tempo comum. Uma sincronização para a referência de tempo nos dois terminais pode ser conseguida através de um canal de ligação contínuo entre os terminais, mas esta solução seria muito dispendiosa. Na prática, os dados de pré-falta de corrente e tensão em um dos terminais podem ser usados para providenciar uma referência comum (sincronização) com relação aos dados gravados no outro terminal. Por exemplo, a tensão pré-falta no terminal remoto pode ser

calculada pelo equipamento localizado no terminal local através de equações de linha dada por (17). Esta abordagem elimina a necessidade de sincronização dos dados através de uma linha de comunicação exclusiva, podendo esta sincronização ser efetuada através do software do próprio localizador ( Coury e Aggarwali, 1991). VS = cosh (λL)VR - ZC senh (λL)IR (17) onde L = comprimento da linha A avaliação da equação (17) fornece o ângulo de fase entre as tensões dos terminais local e remoto para os dados de pré-falta. Este ângulo, por sua vez, é usado para providenciar uma referência de tempo comum para os dados de tensão amostrados em cada terminal. Através dele, uma sincronização perfeita dos dados pode ser obtida. 3.4 - Teoria fundamental e equacionamentos do localizador Esta seção descreve os princípios fundamentais da técnica de localização de faltas utilizando fasores de tensão e corrente trifásicos dos dois terminais da linha (Girgis et ali, 1992), considerando-se o sistema descrito pela Figura 1(a). Admitindo-se que os fasores trifásicos de tensão e corrente nos barramentos S e R estão sincronizados, então os vetores trifásicos de tensão nos barramentos S e R podem ser representados em função dos vetores trifásicos de corrente, pelas equações (18) e (19). V’S=V’F+d Zabc I’S (18) V’R=V’F+(L-d) Zabc I’R (19) onde:Zabc = matriz impedância da linha trifásica. Subtraindo-se equação (19) de (18) fica: V’S-V’R+L Zabc I’R=d Zabc [I’S+I’R] (20) A equação (20) pode ser rescrita, considerando o sistema trifásico, da forma:

Y

Y

Y

M

M

M

a

b

c

a

b

c

=

d ou Y=Md (21)

onde: Y V V L Z ISj Sj Rj ji Ri

i=a,b,c

= ′ − ′ + ′∑ (22)

M Z I Ij ji Si Rii=a,b,c

= ′ + ′∑ ( ) (23)

p/ j=a,b,c com Zji = matriz 3x3 da impedância série A equação (21) representa três equações complexas ou seis equações reais para uma incógnita (d), que é a distância da falta em relação a um terminal da linha.

Deve ser ressaltado que para o caso prático as equações (18) e (19) devem levar em consideração as equações de linha longa e a transformação modal para desacoplamento descrita anteriormente deve ser utilizada (Coury, 1992). O algoritmo proposto independe do tipo de falta e da resistência de falta para seus equacionamentos. 4 - TESTES REALIZADOS PARA OS LOCALIZADORES DE FALTAS ESTUDADOS O modelo do sistema de potência estudado é mostrado na Figura 2.

L = 200 km

20 GVA 5 GVA

tensão nominal - 400 KV

~ ~1 ∠ 0°

1 ∠ 10°

S R

Figura 2 - Modelo do sistema de potência estudado O sistema corresponde a uma linha de transmissão de 400 kV e 200 km de extensão, interligando duas estações geradoras de 20 GVA e 5 GVA, respectivamente. Os dados para teste dos algoritmos foram obtidos através do software TEER, que simula os sinais de uma linha de transmissão sob condição de curto-circuito (Johns e Aggarwal,1976). A resposta do algoritmo para uma falta a-terra é ilustrado na Figura 3.

0 20 40

-4

-2

0

2

4

fase a fase b fase c

Cor

rent

e na

bar

ra P

[kA

]

tempo [ms]

0 20 40

-400

-200

0

200

400

fase a fase b fase c

Ten

são

na b

arra

P [k

V]

tempo [ms]

Figura 3 - Ondas típicas de corrente e tensão para

uma falta fase-terra com um ciclo de dados pré-falta Deve ser ressaltado que a saída do referido software simula os registradores digitais de falta anteriormente

citados. Os algoritmos foram testados para uma variedade de condições da linha de transmissão considerada, com o objetivo de cobrir grande parte das situações comuns à uma linha de transmissão de alta tensão. Primeiramente, foram testados diferentes tipos de faltas em diversas localizações da linha. Posteriormente, o mesmo foi testado para variações na resistência de falta, capacidade das fontes, taxa amostral utilizada e comprimento total da linha. A maior parte dos testes foi realizada a uma taxa amostral de 4 kHz. 4.1 - Testes da técnica baseada em dados provenientes de um único terminal Os resultados obtidos são apresentados a seguir, de acordo com os grupos apresentados anteriormente para as duas técnicas de localização de falta. A margem de erro dos cálculos é expressa como uma porcentagem do comprimento total da linha e é dada pela expressão: % erro =| distância estimada -distância real |x100% (24) comprimento da linha E a faixa de busca é dada por: F=| distância estimada -distância real | (25) 4.1.1 - Determinação do instante de ocorrência da falta Conforme explicitado na seção 2.1, a determinação do ponto de ocorrência da falta é baseada na comparação das amostras de cada fase da linha com as amostras correspondentes, um ciclo anterior. Após a ocorrência de três amostras consecutivas com variações significativas, a ocorrência da falta é identificada. Nos testes realizados, o atraso máximo ocorrido para a detecção desse instante foi de 3 amostras. Este atraso não exerce nenhuma conseqüência, direta ou indireta, sobre a precisão do algoritmo. 4.1.2 - Extração dos fasores fundamentais das ondas de tensão e corrente através da TDF A TDF extrai as componentes fundamentais das ondas ruidosas de tensão e corrente dos dados pós-falta. Através dos testes realizados pode-se afirmar que a técnica de filtragem proposta é bastante eficaz para a finalidade a que foi incorporada ao algoritmo. 4.1.3 - Cálculo da distância da falta em relação ao terminal local O passo final foi a aplicação do Método Newton-Raphson para a obtenção da distância da falta em relação ao terminal local. O método foi aplicado utilizando-se as equações (14) e (15) descritas anteriormente. Para a maioria dos casos, as soluções convergiram em 3 iterações. Um processo iterativo é mostrado na Figura 4 para uma falta AT a 122 km do terminal emissor, para a linha considerada.

Figura 4 - Processo iterativo de solução de uma

falta fase terra à 122 Km do terminal local S (RF=0Ω) Tabela 1 - Efeito do tipo de falta (T-terra, A,B,C-fases envolvidas na falta, RF=0Ω)

Distância Real km

Dist.Estim.-km (%erro)

Faixa de Busca-km

Tipo de Falta

05 5.205 (0.10) 0.20 AT 05 4.922 (0.04) 0.08 ABC 20 20.998 (0.50) 0.99 BT 20 20.278 (0.14) 0.27 AB 40 38.946 (0.53) 1.05 CT 40 38.802 (0.60) 1.19 BCT 85 85.510 (0.26) 0.51 ABT 85 85.521 (0.26) 0.52 BC 99 95.234 (1.88) 3.76 BCT 99 101.00 (1.00) 2.00 AT

135 136.64 (0.82) 1.64 ACT 135 142.24 (3.62) 7.24 BT 160 161.90 (0.95) 1.90 BC 160 153.25 (3.37) 6.74 CT 180 173.29 (3.35) 6.70 AC 180 184.71 (2.36) 4.71 AB

4.1.4 - Efeito dos Diferentes Tipos de faltas A Tabela 1 apresenta uma série de estimações de localizações de vários tipos de faltas para a linha de transmissão considerada (Figura 2), com uma resistência de falta de 0Ω. Pode ser observado que o erro máximo ocorre para faltas próximas ao terminal remoto de linha. Nos testes realizados em diferentes localizações da linha de transmissão, observou-se que as estimações mais precisas foram encontradas para faltas localizadas entre o terminal local e o meio da linha, com um erro ao redor de 2,5%. 4.1.5 - Efeito da resistência de falta Para avaliar o efeito da resistência de falta no modelo proposto, foram realizados testes com resistência de 30Ω e de 10Ω, mostrados na Tabela 2. Nestes casos, houve um aumento generalizado na margem de erro do algoritmo, principalmente para uma resistência de 30Ω. No entanto, a margem de erro até o

meio da linha para alguns tipos de faltas ainda está em um nível aceitável. Testes também foram feitos para resistências altas, de 100 a 150Ω. Para estes valores, o algoritmo apresentou um desempenho altamente comprometido, o que o invalidou. Esta dependência com a presença da resistência de falta é esperada em métodos utilizando dados de um único terminal, como já explicitado anteriormente. 4.2.6 - Efeito da capacidade da fonte A Tabela 3 ilustra algumas estimações para diferentes valores de capacidade da fonte local (50,10 e 5 GVA). Como pode ser observado a precisão do método não é afetada pela variação de tal parâmetro.

Tabela 2 Efeito de resistências de falta de 30 e de 10 Ω

RF- ohms

Dist. Real km


Faixa de

Busca- km

Tipo de

Falta

30 Ω 20 30.98 (5.49) 10.98 AT 30 Ω 65 99.88 (17.44) 34.88 BC 30 Ω 115 120.34 (2.67) 5.34 CT 30 Ω 160 209.91 (24.9) 49.91 ABC 10 Ω 20 26.575 (3.29) 6.57 AT 10 Ω 65 52.931 (6.03) 12.06 BC 10 Ω 115 133.11 (9.02) 18.11 CT 10 Ω 160 204.23 (22.1) 44.23 ABC

4.2.7 - Efeito da taxa amostral utilizada Testes foram realizados para taxas amostrais de 1kHz e 2 kHz, mantendo-se a mesma margem de erros registrados para a taxa amostral de 4 kHz. Tabela 3 Efeito da variação da capacidade da fonte S (Rf=0 Ω)

Capacidade Fonte

S(GVA)

Dist. Real km

Dist. Estim.-km (%erro)

Faixa de

Busca-km

Tipo de

Falta

50 05 5.136 (0.07) 0.13 AT 10 05 5.329 (0.16) 0.32 AT 5 05 5.569 (0.28) 0.56 AT

50 99 94.57 (2.21) 4.42 ABC 10 99 94.24 (2.38) 4.75 ABC 5 99 94.50 (2.25) 4.5 ABC

50 195 193.91 (0.5) 1.09 ACT 10 195 193.6 (0.70) 1.4 ACT 5 195 193.12 (0.9) 1.88 ACT

4.2.8 - Efeito do comprimento da linha de transmissão

Foram realizados testes para uma linha idêntica a da Figura 2, mas com comprimento de 100 km e 400 km respectivamente. Em ambos os casos, a margem de erro foi praticamente a mesma do caso com a linha de 200 km descrita nos itens anteriores. 4.2 - Testes da técnica baseada em dados provenientes dos dois terminais Testes realizados para esta técnica também utilizam dados de entrada gerados pelo pacote TEER e se referem ao mesmo sistema descrito anteriormente pela Figura 2. Os resultados obtidos nas etapas de detecção do instante de falta e extração dos fasores fundamentais foram similares aos conseguidos para o algoritmo com dados de um terminal, descritos nas seções 2.1 e 2.2, respectivamente, não sendo necessário mencioná-los novamente. 4.2.1 Sincronização de dados Para sincronização foram testados casos em que o instante de detecção em um terminal diferenciava-se de 2 até 5 amostras com relação ao do outro terminal. Através da teoria empregada no procedimento descrito anteriormente, foi possível a estimação desta variação no tempo e a sincronização de dados foi efetuada. Para todos os casos simulados, conseguiu-se uma sincronização perfeita em relação à um eixo de referência comum. 4.2.2 -Cálculo da distância da falta em relação ao terminal S A distância d é obtida através da solução da equação (21). Novamente, para este caso, a margem de erro será expressa como uma porcentagem do comprimento total da linha, dado pela expressão representada na equação (24) e a faixa de busca dada pela equação (25). A avaliação do algoritmo obedecerá os mesmos critérios adotados para o algoritmo anterior, ou seja, serão avaliadas diferentes condições de falta, capacidade das fontes, taxa amostral e configurações de linha. Ambos os algoritmos foram submetidos a um mesmo conjunto de testes, permitindo uma melhor comparação entre seus desempenhos. 4.2.3 - Efeito dos diferentes tipos de faltas Estimações de localizações ao longo da linha para diferentes tipos de faltas podem ser vistas na Tabela 4. Estes cálculos foram obtidos para a linha de transmissão representada na Figura 2, com uma resistência de falta de 0Ω. Deve ser notado que a porcentagem de erro ficou em torno de 0,5 %, chegando à 1,2 % para casos isolados. Estes casos não são significativos. Os piores casos obtidos foram para faltas não envolvendo terra. Para os demais casos, a margem de erro manteve-se bastante baixa, com os menores erros relativos às faltas fase-terra, onde foram registrados erros de 0,01 %. Diferentemente do algoritmo para dados de um terminal, o algoritmo para dados de dois terminais não apresentou

piores resultados a medida que a posição da falta se desloca em direção ao terminal remoto. 4.2.3 - Efeito da resistência de falta Os testes realizados até aqui consideraram uma resistência de falta nula. Foram realizados testes com resistência de falta de 30Ω e 10Ω, vistos na Tabela 5, para a configuração da Figura 2. Em ambos as situações houve um aumento nas margens de erro, chegando a extremos de 8 % em alguns casos. No entanto, estas margens ainda são aceitáveis e não invalidam o algoritmo. As porcentagens de erro mantiveram-se em um limite de 2,5 % para a grande maioria dos testes. Mesmo para testes com resistências mais altas, de 100 a 150 Ω, o algoritmo produziu um resultado satisfatório. Tabela 4 - Efeito do tipo de falta (T-terra, A,B,C-fases envolvidas na falta, Rf=0Ω)

Distância Real (km)

Dist. Estim.-km (%erro)

Faixa de Busca-km

Tipo de Falta

05 4.83 (0.08) 0.17 AT 05 5.87 (0.44) 0.87 ABC 20 20.60 (0.30) 0.60 BT 20 19.11 (0.44) 0.89 AB 40 40.93 (0.47) 0.93 CT 40 40.86 (0.43) 0.86 BCT 85 85.52 (0.26) 0.52 ABT 85 84.61 (0.20) 0.39 BC 99 99.31 (0.16) 0.31 BCT 99 99.12 (0.06) 0.12 AT

135 134.90 (0.05) 0.10 ACT 135 134.63 (0.18) 0.37 BT 160 159.17 (0.41) 0.83 BC 160 159.06 (0.47) 0.94 CT 180 178.81 (0.59) 1.19 AC 180 180.88 (0.44) 0.88 AB

Tabela 5 - Efeito de resistências de falta de 30 e de 10 Ω

RF ohms

Dist. Real km


Faixa de Busca-

km

Tipo de

Falta

30 Ω 20 15.38 (2.31) 4.62 AT 30 Ω 65 56.53 (4.23) 8.47 BC 30 Ω 115 117.97 (1.48) 2.97 CT 30 Ω 160 176.11 (8.06) 16.11 ABC 10 Ω 20 18.02 (0.99) 1.98 AT 10 Ω 65 62.23 (1.38) 2.77 BC 10 Ω 115 114.39 (0.31) 0.61 CT 10 Ω 160 164.89 (2.44) 4.89 ABC

4.2.4 - Efeito da capacidade da fonte A Tabela 6 mostra estimações também para diferentes valores de capacidade da fonte local (50, 10 e 5 GVA). Como no caso do algoritmo anterior, a precisão do método não é afetada pela variação deste parâmetro.

Tabela 6 Efeito da variação da capacidade da fonte S (Rf=0 Ω)

Capacidade Fonte S-

GVA

Dist. Real km


Faixa de

Busca-km

Tipo de

Falta

50 05 4.84 (0.08) 0.16 AT 10 05 4.88 (0.06) 0.12 AT 5 05 4.36 (0.32) 0.64 AT

50 99 101.82 (1.4) 2.82 ABC 10 99 97.89 (0.55) 1.11 ABC 5 99 95.9 (1.53) 3.07 ABC

50 195 194.7 (0.15) 0.3 ACT 10 195 194.25 (0.4) 0.75 ACT 5 195 194.12 (0.4) 0.88 ACT

4.2.5 - Efeito da taxa amostral utilizada Novamente testes foram realizados para as taxas amostrais de 1kHz e 2kHz. Nestes casos também foram mantidas as margens de precisão se comparadas ao desempenho utilizando a taxa amostral de 4 kHz. 4.2.6 - Efeito do comprimento da linha de transmissão Foram simulados casos para a linha da Figura 2 com comprimento de 100 e 400 km, como no caso do algoritmo utilizando dados de um terminal. De uma forma geral, este método também é insensível aos comprimentos de linha de transmissão testados. 5 - CONCLUSÃO A correta estimação da localização de faltas nas linhas de transmissão é importante para auxiliar na rápida restauração do sistema e análise de faltas, resultando na melhoria da qualidade na continuidade da potência fornecida. O artigo em questão apresenta um estudo comparativo de dois métodos distintos de localização de faltas, tendo como diferenciação a procedência dos dados: de apenas um terminal e de ambos os terminais da linha de transmissão. No que diz respeito ao método implementado que utiliza dados de apenas um dos terminais da linha, efeito das diferentes localizações, tipos de faltas, resistências de faltas, capacidade das fontes e taxa amostral utilizada foram testados. Nos testes realizados considerando-se faltas sólidas, observou-se que as estimações mais precisas foram encontradas para faltas entre o terminal local e o meio da linha, com erros ao redor de 2.5%. No entanto, foi também observado que para testes com a existência de resistências de faltas (10 a 30 Ω), o algoritmo perde esta precisão, culminando em desempenho altamente comprometido para resistências de faltas mais elevadas (100 a 150 Ω). A maior vantagem associada a este método é que canais de comunicação não são necessários. O método que utiliza informação de ambos os terminais da linha foi testado para as mesmas situações descritas anteriormente. As porcentagens de erro mantiveram-se em um limite de 2.5% para a grande maioria dos testes, mesmo

considerando-se resistências de faltas mais elevadas (100 a 150 Ω). Diferentemente do algoritmo anterior, este não apresenta piores resultados a medida que a posição da falta se desloca em direção ao terminal remoto. Estas situações atestam a superioridade de tal método. Assim, quando canais de comunicação estão disponíveis, métodos de localização de faltas em linhas utilizando dados de ambos terminais devem ser utilizados. Estes métodos não necessitam comunicações de alta velocidade e podem ser implementados através de modem. Deve ainda ser ressaltado que as técnicas utilizando dados de ambos os terminais apresentam uma melhor estimativa da localização de falta, sem qualquer suposição ou informação concernente a rede externa, tais como impedância das fontes. AGRADECIMENTOS Os autores gostariam de agradecer o apoio financeiro prestado pelo CNPq (Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico) para o desenvolvimento deste projeto. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS AGGARWAL, R.K.; COURY, D.V.; JOHNS, A.T.;

KALAM,A (1993) ”A Practical Approach to Accurate Fault Location on Extra High Voltage Teed Feeders”.-IEEE Transactions on Power Delivery,Vol. 8,N° 3,Julho.

COOK, V.(1986) “Fundamental Aspects of Fault Location

Algorithms Used in Distance Protection”, Proceedings IEE, 133, Part C,No 6, Setembro, pp359-368.

COURY, D.V., AGGARWAL,R.K.(1991) “A New

Algorithm for Fault Classification and Fault Location on Three Terminal Lines”, The 26th Universities Power Engineering Conference, Brighton Polythecnic, Brighton, UK.

COURY,D.V.(1992) “A Practical Approach to Accurate

Fault Location on EHV Teed Feeders” PhD Thesis University of Bath, UK.

ERIKSON, L. SAHA,M.M., ROCKEFELLER,G.D (1985)

”An Accurate Fault Locator with Compensation for Apparent Reactance in the Fault Resistance Resulting from Remote End Infeed” IEEE Trans. on Power Apparatus and Systems, Vol 104, No 1, pp424-436.

GIRGIS, A.A.; HART, D.G.; PETERSON, W.L.(1992)”A

New Fault Location Technique for Two- and Three-Terminal Lines” - IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 7, N° 1.

JEAYASURYA, B.; RAHMAN, M.A (1989) ” Accurate

Fault Location of Transmission Lines Using Microprocessors”, IEE Fourth International

Conference on Developments in Power System Protection, IEE Pub. No 303, pp 1-5

JOHNS, A.T.; AGGARWAL, R.K.(1976).”Digital

Simulation of Faulted EHV Transmission Lines with Particular Reference to Very-High-Speed Protection” - Proc. IEE, Vol. 123, N° 4, pp 353-359.

PHADKE, A.G. (1993) “Synchronized Phasor

Measurements in Power Systems” IEEE Computer Applications in Power, Vol. 6, No 2

OPPENHEIM, A.V.; SCHAFER, R.W.(1975).“Digital

Signal Processing” - Prentice-Hall International Editions.

SAHA, M. M.; ERIKSON, L. (1985) “Microcomputer-

Based Accurate Fault Locator with Remote-End Infeed Compensation”, IEE Conference Publication No 249, pp 193-198.

SAINT,M.M., PAITHANKAR,Y.G.(1979) “On Line

Digital Fault Locator for Overhead Transmission Lines”, Proceedings IEE,126, No 11, Novembro, pp1181-1185.

SCHWEITZER, E.O. (1982) “Evaluation and Development

of Transmission Line Fault-Locating Techniques which use Sinusoidal Steady-State Information” Ninth Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, WA, USA.

TAKAGI, T.; YAMAKOSHI, Y.; BABA J.; UEMURA, T.;

SAKAGUSHI, T (1981)” A New Algorithm of an Accurate Fault Location for EHV/UHV Transmission Lines: Part I - Fourier Transformation Method”- IEEE Transactions on Power Apparatus Systems, Vol. PAS-100, N° 3.

TAKAGI, T.; YAMAKOSHI, Y.; YAMAURA, M.;

KONDOW, R.; MATSUSHIMA, T.(1982), “Development of a New Type Fault Locator Using the One-Terminal Voltage and Current Data”, IEEE Transactions, PAS-101, No 8, pp 2892-2898.

WEDEPHOL, L.M (1963)”Application of Matrix Methods

to the Solution of Travelling-Wave Phenomena in Poly-Phase Systems”- Proc. IEE, 110, (12), pp 2200-2212.

WISZNIEWSKI, A.(1983) “Accurate Fault Impedance

Locating Algorithm”, Proceedings IEE, 130, Part C, 6, pp 311-314.

1

A COMPLETE SCHEME FOR FAULT DETECTION, CLASSIFICATION AND LOCATION IN TRANSMISSION LINES USING NEURAL NETWORKS M Oleskovicz1

D V Coury1

R K Aggarwal2

1University of São Paulo, Brazil 2University of Bath, United Kingdom INTRODUCTION Protective relaying aims to safeguard expensive equipment such as generators, transformers, cables, and also to maintain the system integrity that is necessary for a continuous and economical supply of electric power. If a fault occurs, it should be isolated as quickly as possible to preserve the stability of the rest of the system. Protective relays for transmission lines normally use voltage and current input signals in order to detect, classify and locate faults in a protected line. In the case of a disturbance, the relay will send a trip signal to a circuit breaker in order to disconnect the faulted line. In an interconnected system, the rest of the network can then continue working normally or at least under close to normal conditions. With the recent advances of Artificial Neural Network (ANNs) techniques, different architectures have been suggested in the literature to solve problems related to power systems. Neural networks are useful for power system applications because they can be trained with off-line data. An overview of the application of ANNs to power systems can be found in reference (1). Concerning the application in the protection field, some pattern recognition approaches to fault identification should be mentioned such as (2) and (3). Moreover, references (4)-(6) show some approaches concerning fault classification using ANNs. In (7), an ANN approach to distance protection is also proposed. It was shown that this scheme improves the protection system selectivity, adapting to the actual power system condition. This work presents an Artificial Neural Network (ANN) approach to simulate a complete scheme for distance protection of a transmission line. In order to perform this simulation, the distance protection task was subdivided into different neural network modules for fault detection, fault classification as well as fault location in different protection zones. A complete integration amongst these different modules is then essential for the correct behaviour of the proposed technique. The three-phase voltages and currents sampled at 1 kHz, in pre and post-fault conditions, were utilised as inputs for the proposed scheme. The Alternative Transients Program (ATP) (8) software was used to generate data for a 400 kV transmission line in a faulted condition. The NeuralWorks software (9) was

used to set up the ANN topology, train it and obtain the weights as an output. The Neuralworks software provides a flexible environment for research and the application of techniques involving ANNs. Moreover, the supervised Backpropagation algorithm was utilised during the training process. GLOBAL VIEW OF THE SCHEME With digital technology being ever increasingly adopted in power substations, more particularly in the protection field, distance relays have experienced some improvements related to efficient filtering methods as well as a shorter decision time (10). The trip/no trip decision has been improved compared to electromechanical/solid state relays. However, the relay characteristics in most of the cases remain fixed. Considering a global scheme for transmission line protection, it is necessary, as mentioned, to detect the fault situation. Following that, fault classification and the fault location (zone 1, 2 or 3) should be indicated. As highlighted, this work proposes an alternative method utilising ANN to perform such tasks. The reach for protection zones 1, 2 and 3 are set 95%, 130% e 150% of the protected transmission line, respectively. As different operation conditions were used in the training process, an adaptive behaviour was attributed to the relay concerning fault location in the protection zones. In order to evaluate the applicability of the proposed scheme, a simulation of the transmission line in a faulted condition was set up. This work makes use of a digital simulator of faulted EHV (Extra High Voltage) transmission lines known as ATP, as mentioned earlier. It should be mentioned that although the technique described is based on Computer Aided Design (CAD), practical considerations such as the Capacitor Voltage Transformer (CVT), anti-aliasing filters (Cut Frequency 300 Hz) and quantisation (assuming a 12-bit ADC) on system fault data were also included in the simulation. The data obtained was very close to that found in practice. The technique also considers the physical arrangement of the conductors, the characteristics of the conductors, mutual coupling and the effect of earth return path. Perfect line transposition was assumed. The 440 kV transmission line used to train and test the proposed ANNs is shown in Figure 1. This study takes

150 Km 100 Km 80 Km

D FE G

1.050o

10 GVA0.95-10o

9,5 GVA

TL1 TL2 TL3 ~ ~

TL = 440 kV

Relay

Figure 1: Power system analysed into account phase to earth faults, phase to phase faults, phase-phase to earth and three phase faults. Voltage and current post-fault values, measured at bus E and sampled at 1 kHz, were utilised as data inputs. The data set was composed by various fault situations considering different fault locations, fault resistances and fault inception angles. It should be pointed out that for the training process approximately 333, 138 and 1,000 (for each type of fault) different fault cases was utilised for detection, classification and location schemes respectively. The NeuralWorks software was used to set up the ANNs topologies, train them and obtain the appropriate weights. The data used by the neural networks learning algorithms were divided into two parts: one used for training (called the total training set), and another one used for tests (test set). In the experiments carried out in this work, the total training set is further subdivided into training and a validation set. The size of the training and validation sets are 80% and 20% from the total training set, respectively. Concerning the training/validation data set, the fault conditions utilized in the ANN scheme were in a random fashion. The training and test sets were used by the ANN modules through data windows. Four samples of the three phase voltages and currents from bus E were utilised as inputs. In the data windows, when a new sample becomes available, the oldest value is discarded and the new sample value is included. Several different topologies for the MLP (Multi Layer Perceptron) neural networks were tried for all modules described. The supervised algorithm known as Norm-Cum-Delta Learning Rule (9) was used. It is a variation of the cumulative Back-Propagation learning rule, which is immune to changes in the epoch length. As an alternative to the sigmoid transfer function, the hyperbolic tangent transfer function was utilised in this work. During the training process, different learning rate values, situated between 0.01 to 0.4 were used in the hidden and output layers. The same occurred with Momentum (0,001 - 0,2 interval). After training, the ANN architectures were converted to a C code and a complete algorithm was developed. In the proposed algorithm, all modules were connected in a sequential form as show in Figure 2. The process starts with the fault detection module (24 nodes in the input

layer, 9 units in the hidden layer and one output layer with 2 units - architecture ANN1 24-9-2, Table 1). This module should recognise between the fault situation (reverse or forward) and a normal network situation. The ANN 1 expected outputs (D1 and D2) are represented in Table 1. When a fault situation is detected (reverse or forward fault) the last voltage and current samples are transferred to the classification module (ANN2).

LOCATION SCHEME •••

Last voltage and current samples used inthe classification module

CLASSIFICATION SCHEME

C1

ANN2

C2 C3 C4

•••

Last voltage and current samplesused in the detection module

Phase-earthfaults

ANN3

L1 L2 L3

•••

No

D1 D2

DETECTION SCHEME

ANN1

•••

Voltage and currentsamples

Faultdetected?

Yes

START

ANN6

L1 L2 L3

•••

ANN4

L1 L2 L3

•••

Phase-phasefaults

Three phase-faults

ANN5

L1 L2 L3

•••

Phase-phase-earth-faults

Figure 2: A complete scheme for fault detection, classification and location in transmission lines using neural networks According to Fig.2, ANN2 (architecture ANN2 24-16-4) should classify the involved phases in a reverse or forward fault situation. The ANN2 distinguishes 10 types of faults as illustrated in Table 1. The ANN2 expected answers C1, C2, C3 and C4 are also pointed out in the table for the different types of faults. After the final decision concerning the classification module, the sampled data are directed to one of four artificial network architectures in the location module (ANN3 24-48-44-3, ANN4 24-44-40-3 , ANN5 24-44-40-3 or ANN6 24-24-20-3). ANN3 will be responsible for phase – earth fault location (phase A or B or C to

3

TABLE 1 – The ANNs expected answers

DETECTION SCHEME

CLASSIFICATION SCHEME ANN2 (24-16-4)

LOCATION SCHEME

Situation D1 D2 Fault situation C1 C2 C3 C4 Fault situation L1 L2 L3 Normal 0 0 A-E 1 0 0 1 Zone 1 1 0 0

Reverse fault 1 0 B-E 0 1 0 1 Zone 2 0 1 0 Forward fault 0 1 C-E 0 0 1 1 Zone 3 0 0 1

AB 1 1 0 0 AC 1 0 1 0 BC 0 1 1 0

AB-E 1 1 0 1 AC-E 1 0 1 1 BC-E 0 1 1 1

ANN1 (24-9-2)

ABC 1 1 1 0

ANN3 (24-48-44-3) ANN4 (24-44-40-3) ANN5 (24-44-40-3) ANN6 (24-24-20-3)

earth). ANN4 and ANN5 will be responsible for phase – phase, and phase – phase to earth fault location (fault phases AB, AC, BC, and fault phases AB or AC or BC to earth) respectively. The location of the three-phase fault will be performed by the ANN6. For the location modules, the outputs (L1, L2 and L3) are associated to protection zone 1, 2 or 3 as shown in Table 1. SOME RESULTS FOR THE PROPOSED SCHEME A test set was created to analyse the performance of the proposed algorithm. A total of 405 different cases for each type of fault was utilised in the test set. The test set was formed by the following variables: fault locations (km) - 88, 105, 115, 125, 135, 145, 155, 165, 175, 185, 195, 202, 208, 212, 218, 222, 223, 225, 238, 243, 248, 253, 258, 263, 268, 273, 278, 282, 288, 293, 298, 302, 308, 313, 318, and 320; fault resistances (Ω) - phase-earth: 30, 60, 90 and, phase-phase: 0.3, 0.6, and 0.9; fault inception angles (o) - 20, 50, and 80. As in the training process, four samples for voltages and currents (pre and post-fault values) from bus E, sampled at 1 kHz, were utilised as inputs. In all the tests, the detection module was able to correctly recognise a normal condition as well as a fault condition (100% of correct answers). Table 2 presents the results observed concerning the performance of the complete scheme. It can be observed from the table the percentage of correct answers (C.A.) as well as the processing time for each module. It can be observed that the detection, classification and location modules presented a very high percentage of correct answers. Concerning the time spent by the process, it is estimated that the complete scheme (detection, classification and location) can operate in an average time of 13 ms after the fault occurrence. It should be pointed out that for all modules, 0-0.3 interval was considered as a network response equal to 0 (zero) and 0.7-1 interval as network response equal to

1 (one). The other values were considered as uncertain cases. It should also be mentioned that the detection network architecture chosen has a final outcome after repeating the output for two consecutive windows. The classification and location network architectures will confirm their outputs after repeating four consecutive windows. CONCLUSION The use of an ANN as an alternative method for fault detection, classification and location tasks for transmission line protection was investigated in this work. The approach uses voltage and current samples as inputs. This study took into account phase to earth faults, phase to phase faults, phase-phase to earth and three phases faults. The results obtained show that the global performance of the ANN architectures was highly satisfactory concerning precision and velocity of response for all modules described. Considering the tested cases for the detection module, the ANN outputs converged to the correct levels very quickly after up to 5 ms of the fault occurrence. This module also works as a direction discriminator recognising between reverse and forward faults on a transmission line. The classification module was able to discriminate correctly the phases involved in the fault in between 4 and 9ms after the fault occurrence. Finally, considering the three protection zones, the results clearly show that this approach leads to a reliable location of the faults considering all types of faults (with times between 8 to 15 ms after fault occurrence). It should be pointed out that the ANN relay estimated the expected response in approximately 98 % of the 4,050 patterns tested considering changes in the operational conditions of the system. The total number of errors observed corresponds to 2% and they are relative to incorrect responses that are situated in the ANNs transition zones. An extension of the relay primary protection zone to 95% of the line length was implemented, enhancing system security and improving the performance considering ordinary relays.

TABLE 2- Correct answers and processing time for detection, classification and location modules

Percentage (%) of Correct Answers (C.A.) and processing time for each module

MODULE Proces. time

Phase to earth faults

Phase - phase faults

Phase - phase to earth faults

Three - phase faults

C.A. 100 100 100 100 2 ms 71.94 75.97 82.14 84.44 3 ms 23.29 22.96 16.79 15.56

Detection

4050 patterns tested 4 -5 ms 4.77 1.07 1.07 -

C.A. 99.92 100 99.26 98.52 4 ms 24.20 - - - 5 ms 37.94 4.36 6.18 - 6 ms 31.36 18.96 12.92 - 7 ms 5.60 17.53 31.28 30.37 8 ms 0.58 35.23 35.48 26.91 9 ms 0.24 13.33 10.54 24.70

Classification 4050 patterns tested

10-17 ms - 10.62 2.86 17.54 C.A. 94.65 94.00* 95.97 92.84 8 ms 0.61 - 0.31 - 9 ms 4.12 5.00 6.50 -

10 ms 14.10 11.00 15.53 5.03 11 ms 19.60 21.00 27.01 17.61 12 ms 21.13 21.00 23.46 21.07 13 ms 17.39 19.00 13.89 28.63 14 ms 12.34 10.00 5.02 13.59 15 ms 4.42 3.00 2.76 3.72

Location 3240 patterns tested

16-18 ms 0.94 4.00 1.49 3.19

* Preliminary results. Phase-phase fault location are still in tests It should also be noted that in all the tested cases, the average operation time of the global scheme is 13 ms after the fault occurrence. It should be remembered that this process involved training and testing different network configurations for the modules involved until satisfactory performance was achieved and this was a time consuming process. It must however be pointed out that this tool opens a new dimension in relay philosophy which should be widely investigated, allowing one to solve some of the various problems related to the distance protection of transmission lines. ACKNOWLEDGMENTS The authors wish to acknowledge the Department of Electrical Engineering - University of São Paulo and the Department of Electronic and Electrical Engineering – University of Bath for research facilities provided to conduct this research project as well as to FAPESP – Fundação de Amparo a Pesquisa do Estado de São Paulo for the financial support given. Our acknowledgements also extend to NeuralWare – Aspen Technology for facilities related to NeuralWorks software. REFERENCES 1. Dillon T S and Niebur D, 1996, “Neural networks applications in power systems”, CRL Publishing, London, England. 2. Al-Hasawi W M, Abbasy N H and Mansour M M, 1997, “Using fault induced transients and neural

networks for T. L. ultra high-speed fault detection and classification”, IPST’97 - International Conference on Power Systems Transients, 412-417. 3. Su W B, Mao P L, Bo Z Q, Aggarwal R K and Johns A T, 1997, “A fault detection technique for compositive transmission circuits using artificial neural networks”, UPEC’97 - 32nd Universities Power Engineering Conference, 1, 291-294. 4. Kezunovic M and Rikato I, 1996, “Detect and Classify faults using neural nets”, IEEE Computer Applications in Power, 42-47. 5. Aggarwal R K, Xuan Q Y and Johns A T, 1997, “Fault classification for double-circuits using self-organisation mapping neural network”, UPEC’97 - 32nd Universities Power Engineering Conference, 2, 440-443. 6. Keerthipala W W L, Wai C T and Huisheng W, 1997, “Neural network based classifier for power system protection”, Electric Power Systems Research, 42, 109-114. 7. Coury D V and Oleskovicz M, 1998, “Multi-layer neural networks applied to distance relaying”, International Journal of Electrical Power and Energy Systems, Elsevier Science, 20 (8), 539-542. 8. “Alternative Transients Program Rule Book”, Leuven EMTP Center (LEC), 1987. 9. “NeuralWorks Professional II/PLUS” software - Version 5.23, NEURALWARE, a subsidiary of Aspen Technology, Inc., 1998. 10. Phadke, AG and Thorp J S, “Computer Relaying for Power Systems”, John Wiley and Sons, 1988.

IMPROVING THE PROTECTION OF EHV TEED FEEDERS USING LOCAL AGENTS

D V Coury1 J S Thorp2 K M Hopkinson2 K P Birman2

1University of São Paulo, Brazil, 2Cornell University, USA

INTRODUCTIONThe protection of multi-terminal lines is not as simpleas that of two-terminal lines. They usually experienceadditional problems caused by the intermediate infeedfrom the third terminal, an outfeed, different linelengths to the tee point, etc. The limitations of non-pilot distance relays for their protection have beenacknowledged for decades. These limitations lead to thetraditional distance relaying approach to experiencesevere underreach and overreach problems. The relayfirst zone reach may not even extend beyond the teepoint in some underreach cases (1),(2).An approach based on adaptive relaying to face such asituation and some fundamental concepts concerning itwas presented by Rockefeller (3). Horowitz et al (4)define adaptive relaying as a protection philosophywhich permits and seeks to make adjustments tovarious protection functions in order to make themmore attuned to prevailing power system conditions.An adaptive setting concept for two and three terminallines, which can respond to changes in the networkconditions, was proposed by Xia et al (5), (6). Stedall etal (7) also proposed an investigation into the use ofadaptive setting techniques for improved distance back-up protection.This paper discusses the adaptation of the settings ofdistance relays for multi-terminal lines employingagents. Agents are software processes capable ofsearching for information in networks, interacting withpieces of equipment and performing tasks on behalf oftheir owners (relays). Moreover, they are autonomousand cooperative. Very few publications concerning theapplication of agents in the protection field have beenreported in the literature. Tomita et al (8) proposed acooperative protection system utilizing agents. Relayagents were constructed, and the cooperation of themain agents was simulated for primary, backup andadaptive protection.Results illustrating the improved performance of theadaptive method proposed compared to conventionalfixed settings are presented in the following sections.

AGENT TECHNOLOGYA software agent is a computer program that takesindependent action based on events in the surroundingenvironment (Genesereth (9)). Under the control ofsome application that owns the agent, it is sent forth orplaced at some site within a network where it takeslocal actions on behalf of its owners. Agents aredynamic entities. For example, an agent can exhibitdynamically changing behavior, receiving updatedparameter settings from the owner or from other agents

participating in the same application. An agent canalso learn from the environment; the term “intelligent”is sometimes applied to such agents, particularly if thelearning method involves artificial intelligence tools, orneural networks.Agents can be further subdivided based on theirmobility. Mobile agents can literally travel from onelocation to another while maintaining their state andfunctionality. One imagines such an agent as movingthrough a network in search of certain data, or forlocations having certain attributes. In contrast, localagents are placed by the owner and then remain in thesame location throughout their computational lives.Both kinds of agents normally have the ability tocommunicate with one another making mobility alesser benefit than it might appear at first glance.In the present paper, we consider the simplest kinds ofagents: local, non-intelligent ones. Our work seeks todemonstrate advantages stemming from the rapidresponse time made possible by placing acomputational task close to the point where an action ormeasurement is needed, and the simplicity of the powersystems architecture afforded by the ability to send codeto general purpose computing platforms. The basic ideais that by doing so, new control paradigms can beintroduced and executed efficiently, without changingthe basic computing architecture of the power systemsnetwork.The use of agents raises security considerations that gobeyond those encountered in traditional softwaresystems. Among the issues that need to be consideredare the mechanism for installing agents and forcommunicating parameter updates to them, the meansby which a computing platform or agent authenticatesincoming messages, and the enforcement of agentresource restrictions, such as the use of scarcecomputational cycles or space in databases and filesystems. Prior to deploying agents in mission-criticalsettings, one would need satisfying answers on all ofthese fronts. Preliminary work towards policiesaddressing these issues can be found in (10).

THE PROPOSED COMMUNICATIONSTRUCTURE AND THE POWER SYSTEMSTUDIED

The communication structure (middleware)The computing infrastructure in which our agentcommunity will operate is a subject of activespeculation at the time of this writing. The existingpower grid communication infrastructure is composedof a hodgepodge of equipment ranging from high-end

fiber optic cables with large data bandwidth to crudesystems with limited data transfer capabilities tonothing at all. Few utility communications lines areinterconnected. However, this picture will change asutilities deploy ever more elaborate controlmechanisms, demanding increasingly richcommunication frameworks, steps that can easily beforeseen as part of the battle to improve operatingefficiencies.The relay scheme proposed here has modest networkresource requirements compared to what we believewill be available in the near future. It is expected thatthe need for greater communication will result in aUtility Intranet (UI) that would interconnect controlareas and their dependent entities using a relativelyhigh capacity network similar to the Internet butphysically separate from it and dedicated to the powersystems application. However, we caution thatpredictions of network bandwidth requirements andtotal network capacity can be deceptively reassuring.History has shown a tendency for networkedapplications to use all bandwidth made available tothem.To evaluate the feasibility of employing agents andnetwork communication in power-systems relayprotection, we need to understand the reliability andlatency requirements of the relays. By doing so, we candetermine whether or not a proposed combination ofnetwork hardware and communication protocols canmeet the protection system's needs. Relays play acritical role in power grid operations with low tolerancefor failures. One can identify that situations incommunication between agents used for relay controlmight need to take place in as little as 10 ms, a latencyrealm leaving little time to recover from datatransmission failures. It is therefore critical to askwhether available technology can meet thoserequirements.In order to face some of the network limitations,communication protocols like Cornell's Spinglass havebeen developed by Birman et al (11). Spinglass allowsthe user to achieve high levels of reliability usingprotocols that probabilistically mask latencyfluctuations and message loss. Spinglass could beoptimized for use in power relaying and might form apowerful infrastructure for improved protectionschemes.

The three-ended system utilizedIn order to simulate the real system encountered inpractice, this work makes use of a digital simulator offaulted transmission lines known as PSCAD/EMTDC(Electromagnetic Transients and Controls SimulationEngine) (12). It should be mentioned that althoughthe technique described is based on Computer AidedDesign (CAD), practical considerations such as theCapacitor Voltage Transformer (CVT), Current

Transformer (CT) and anti-aliasing filters on systemfault data were also included in the simulation.

Figure 1 The three-ended system utilized for tests

A 400 kV system with tee configuration is shown inFig. 1. The different line lengths are presented in thefigure, as well as the voltage levels at the busbars. Thiswork focuses on line-to-ground faults, since most faultsin power system transmission lines are of this type.The protection system associated with thisconfiguration was simulated for conventional non-pilotprotection as well as a portion of the agent basedrelaying approach proposed. Digital distance relayswith three zone quadrilateral characteristics located atterminals 1, 2 and 3 were simulated. DFT (DiscreteFourier Transform) routines were utilized in order tofilter the faulted waves. Circuit breakers wereassociated with the relays in order to isolate the line incase of an internal fault.

AGENT RELAYS

Fig.2 presents the agent mechanism for protectionpurposes. It can be initially divided into an adaptivepre-fault approach and a post-fault transfer trip action.The mechanism utilizes local agents at terminals 1, 2and 3 communicating with each other.

Adaptive Pre-fault Approach

The main purpose of the proposed agent mechanism isto carry out the adaptation of the settings of distancerelays for multi-terminal lines in order to ensure correctperformance over a wide variety of operationconditions.

Initially, local agents for terminals 1, 2 and 3 can bedefined as:

Operation Agent: This is a local agent, which monitorsthe operating condition at a terminal. The followingparameters related to the system condition must beobtained from on-line measurements and/orcalculations:

0.9 /_-8o

100 km30km

80km

~

1.0 /_0o

1.0 /_ -5o

100km

~ ~

Terminal 1

Terminal 2

Terminal 3

400 kV

• Pre-fault busbar voltages• Power transfer angles• Source impedances

Breaker Status Agent: This local agent monitorschanges in the system topology based on circuit breakerstatus.

The two local agents, shown in Fig.2, mustcommunicate with the Coordination Agent, as definedin item 3.

Coordination Agent: The coordination agent collectsinformation, makes decision, and disseminatesinformation to the other two Coordination agents. TheCoordination Agent at each terminal can then choosethe correct relay characteristic, based on theinformation received.

We propose that a group of settings be calculated off-line, and that these parameters be renewed from time totime as the system condition changes beyond a certainlimit, based on the Coordination Agent information.Then, when a fault occurs the relay will operate close toits ideal characteristic.

First Zone Transfer Trip

This action takes place after the fault occurrence. Inorder to decrease the clearance time, when a fault isdetected in the first zone of any of the relays located atthe three terminals, a trip signal is sent through thecommunication network to the other two ends. A FirstZone Local Agent coordinates the first zone transfertrip.

Figure 2 Agent mechanism in one terminal for protectionpurpose

RESULTS OBTAINED UTILIZING AGENTTECHNOLOGY

Adaptive Pre-fault Approach Results

Distance relaying techniques have attractedconsiderable attention for the protection of transmissionlines. The principle of this technique measures theimpedance at a fundamental frequency between therelay location and the fault point, thus determining if afault is internal or external to a protection zone. Therelationship between voltage and current is used for thispurpose. This relationship is disturbed when there isinfeed or outfeed. As mentioned earlier, this can makethe relay experience severe underreach or overreachproblems, especially considering non-pilot protectionschemes for three terminal lines. Another situation thathas to be taken into account is when the tap is notworking for some reason. The setting of distance relaysmust reflect all the situations described earlier. Fig.3(a) shows the typical non-pilot distance protectionwith the first zone for a three terminal line at thecondition represented in Fig. 1. As shown in the figure,only approximately 20 from 210 km obtainedinstantaneous trip from the three ends of the lines inthe case of an internal fault. Fig. 3(b) illustrates theimprovement that can be found with the adaptivescheme utilizing Agents that is proposed in this work.The instantaneous trip area increased to approximately67 km (more than three times the non-pilot condition)for the same situation. As mentioned before, theproposed adaptive scheme can alter settings to ensurebetter performance over a wide variety of operationconditions.

Clearance Time

In order to highlight the efficiency of the proposedscheme, this section presents a figure comparing theclearance time for the conventional non-pilot protectionas well as for the proposed scheme utilizing Agents.Fig. 4 presents the clearance time for the three-endedline shown in Fig. 1. Line-to-ground faults are appliedto different locations on leg 1-T, considering differentfault inception angles and fault resistance of 10 ohms.The figure shows the average clearance timeconsidering legs 1, 2 and 3 for the non-pilot protectionas well as the proposed scheme considering threedifferent traffic conditions. A considerable decrease inclearance time considering the proposed scheme can beobserved.It should be noted that an opening time ofapproximately three cycles for the circuit breakerutilized was considered. It isolates the fault byinterrupting the current at or near a current zero. Acoordination delay for zone two of the order of 0.3 swas also utilized.

COORDINATIONAGENT

FirstZoneAgent

BreakerStatusAgent

Operati-on

Agent

-INTERFACE WITH THE POWER SYSTEM-Connection to the other two terminals

data request

CONCLUSION

An application of agents acting within acommunication structure to adaptive relay settings formulti-terminal lines was presented in this paper.Results illustrating the performance of the new methodproposed compared to conventional fixed settings wereshown. The new approach based on agents was dividedin an adaptive pre-fault approach and a post-faulttransfer trip action. In order to test the proposedscheme, a digital simulation of a faulted transmissionline was performed utilizing the PSCAD/EMTDCsoftware. The protection system associated with thisconfiguration was also simulated both for conventionalnon-pilot protection as well as for the Agent basedrelaying.

(a) Non-pilot protection

(b)Agent Technology proposed – Adaptive pre-fault scheme

Figure 3 Distance relaying of a three ended transmission line

Figure 4 Average clearance time for the three legsconsidering non-pilot protection and the scheme proposed

The results showed that the new approach would alteradaptive settings to ensure correct performance over awide variety of operation conditions, which is animprovement compared to fixed settings for the relays.Moreover, a considerable decrease in clearance timecompared to conventional non-pilot protection wasobserved.It should then be emphasized that the new approach isnot only a solution for a well-known problem, but alsoa very attractive alternative to improve the performanceof protection systems.

ACKNOWLEDGMENTS

The authors acknowledge the research support bysubcontract No. 35352-6085 with Cornell Universityunder WO 8333-04 from the Electric Power Instituteand the U.S. Army Research Office. Ouracknowledgments also extend to DARPA/RADC grantF30602-99-1-6532 as well as FAPESP (Fundação deAmparo à Pesquisa do Estado de São Paulo -Brazil).

REFERENCES

(1) Horowitz S H and Phadke AG, 1996 “Power SystemRelaying”, John Wiley and Sons.(2) IEEE Working Group, 1979, “Protection Aspects ofMulti-terminal Lines”, IEEE Special Publication, 79TH0056-2-PWR.(3) Rockefeller G D, Wagner C L, Linders J R, Hicks KL and Rizy D T, 1988 “Adaptive TransmissionRelaying Concepts for Improved Performance”, IEEETrans. on Power Delivery, 3 (4), 1446-58.(4) Horowitz S H, Phadke A G and Thorp J S, 1988“Adaptive Transmission System Relaying”, IEEETrans. on Power Delivery, 3 (4), 1436-45.(5) Xia Y Q , Li K K and David A K , 1994 “AdaptiveRelay Setting for Stand Alone Digital DistanceProtection”, IEEE Trans. on Power Delivery, 9(1), 480-91.(6) Xia Y Q, David A K and Li K K, 1994 “High-Resistance Faults on a Multi-Terminal Line: Analysis,Simulated Studies and an Adaptive Distance RelayingScheme”, IEEE Trans. on Power Delivery, 9 (1), 492-500.(7) Stedall B, Moore P, Johns A, Goody J and Burt M,1996 “An Investigation into the use of Adaptive SettingTechniques for Improved Distance Back-upProtection”, IEEE Trans. on Power Delivery, 11 (2),757- 62.(8) Tomita Y, Fukui C, Kudo H, Koda J, Yabe K, 1998“A Cooperative Protection System with an Agent

Terminal 2

~

Terminal 1

Terminal 3

T

~

20km

Terminal 2

~

Terminal 1

Terminal 3

T~

67 km

Average clearance time on the three legs

0

0,1

0,2

0,3

0,4

1 2 3

TL leg

(mse

c)

nonpilot

traffic1

traffic2

traffic3

Model”, IEEE Trans. on Power Delivery, 13 (4), 1060-66.(9) Genesereth M and Ketchpel S, 1994 "SoftwareAgents", Communications of the ACM, 37(7), 48-52,147.(10) Schneider F, 1997 "Towards Fault-tolerant andSecure Agentry", 111th International Workshop onDistributed Algorithms, 1320, September 1-14.(11) Birman K, Hayden M, Ozkasap O, Xiao Z, BudiuM and Minsky Y, 1999 "Bimodal Multicast", ACMTrans. on Computer Systems, 17(2).(12) PSCAD/EMTDC Manual, 1998 Getting Started,Manitoba HVDC Center

apostila protecao-sel354-2003 !!

Documents