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COLÓQUIO DE 2005 – CALGARY (CA)

RELATÓRIO DE VIAGEM

Comitê de Estudos B5 – Proteção e Automação

1. Introdução

O Colóquio de 2005 do Study Committee B5 – Protection and Automation do CIGRÉ foi realizado em Calgary no Canadá, no período de 8 a 16 de setembro de 2005. A duração mais longa do evento foi motivada pela realização de atividades conjuntas com o PSRC – Power System Relaying Committee do IEEE O relato que se segue traz a visão da delegação do Comitê de Estudos B5 do CIGRÉ-Brasil, nos assuntos de sua área de atuação, neste primeiro evento conjunto do CIGRÉ com o PSRC do IEEE.

A programação geral teve o seguinte teor: Quinta-feira, 8 de setembro:

- Reuniões dos Working Groups B5.07 e B5.10;

Sexta-feira, 9 de setembro:- Reuniões dos Working Groups

B5.05, B5.09, B5.10, B5.16 e B5.19; Sábado, 10 de setembro:

- Reuniões dos Working Groups B5.10, B5.11 e B5.16;

Domingo, 11 de setembro:- Reuniões dos Working Groups

B5.04 e B5.13,- Reunião do Strategic Advisory

Group do SC B5,- Reunião do PSRC e seus Sub-

comitês,- Inscrição nas Atividades do SC

B5,- Inscrição nas Atividades do PSRC;

Segunda-feira, 12 de setembro:

- Reuniões dos Advisory Groups do SC B5,

- Reuniões dos Working Groups do PSRC;

Terça-feira, 13 de setembro:- Reuniões dos Advisory Groups do

SC B5,- Reuniões dos Working Groups do

PSRC,- Reuniões dos Subcomitês do

PSRC,- Reuniões Conjuntas dos Advisory

Groups do SC B5 com o PSRC; Quarta-feira, 14 de setembro:

- Reunião Conjunta do SC B5 com o PSRC,

- Tutorial do SC B5 com o PSRC sobre Wide Area Protection;

Quinta-feira, 15 de setembro:- Colóquio do SC B5 – Tema Pref-

erencial 1 – Transformer Protection, Monitoring and Control,

- Colóquio do SC B5 – Tema Pref-erencial 2 – Specification and Evalua-tion of Substation Automation Systems;

Sexta-feira, 16 de setembro:- Colóquio do SC B5 – Tema Pref-

erencial 3 – Protection and Control of Series Compensated Networks,

- Reunião Plenária do SC B5; Sábado, 17 de setembro:

- Visitas técnicas (opcionais).

2. Evolução da Participação do CE B5 Brasileiro no SC B5

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A atuação internacional do Comitê de Estudos B5 avança, ultrapassando a fase de reavaliação e reativação do comitê. A única representação vigente na Sessão Bienal de 2004 era:

Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS) – Coordenador do Advisory Group B5.01 – Substation Automation and Remote Control.

Posteriormente à Sessão Bienal – e em decorrência desta estratégia – já foram consolidadas três novas representações em grupos de trabalho internacionais, contando com um Grupo-Espelho para apoio a cada Membro Correspondente: WG B5.07 – Modern Techniques for Pro-

tecting and Monitoring of Transmission Lines – Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil);

WG B5.11 – Introduction of IEC61850 and its Impact on Protection and Control within Substations – Eng. Carlos Eduardo Greco (CEPEL);

WG B5.20 – New Trends for Automated Fault and Disturbance Recording and Analysis – Eng. Marco Antônio Macciola Rodrigues (CEPEL).

O cenário descrito no item 5 ilustra como a participação brasileira no SC B5 está sendo constituída e ampliada.

3. Composição da Delegação

A delegação brasileira neste Colóquio de 2005 foi composta pelos seguintes participantes: Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS),

Coordenador do CE B5; Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL),

Secretário do CE B5; Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS),

Autor Principal do artigo brasileiro; Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil),

Membro Correspondente do WG B5.07; Eng. Marco Antônio Macciola Rodrigues

(CEPEL), Membro Correspondente do WG B5.20.

4. Balanço Financeiro

Os gastos com a delegação do CE B5 para participação no Colóquio de 2005 do SC B5 foram no total de R$ 23.235,50, assim distribuídos:

Valores em R$Inscrição Passagem Aj. de Custo Total

1 412,00 2.793,10 1.802,50 5.007,602 412,00 2.793,10 1.802,50 5.007,603 412,00 2.793,10 1.802,50 5.007,604 412,00 2.793,10 - 3.205,105 412,00 2.793,10 1.802,50 5.007,60Σ 2.060,00 13.965,50 7.210,00 23.235,501 – Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS);2 – Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL);3 – Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS);4 – Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil);5 – Eng. Marco Antônio Macciola Rodrigues (CEPEL).

5. Participação da Delegação Brasileira do CE B5 nas Atividades do SC B5

Diante da situação atual do CE B5, a Delegação Brasileira concentrou seus esforços em quatro linhas de ação principais: Coordenar a reunião do AG B5.01 e

executar todas as ações decorrentes para viabilizar a reunião do Strategic Advisory Group e a reunião plenária do SC B5;

Coordenar a reunião conjunta do AG B5.01 com o PSRC;

Apresentar o andamento do AG B5.01 e dos respectivos Working Groups na reunião conjunta do SC B5 com o PSRC;

Avaliar a situação atual do SC B5, vide item 7, mediante a obtenção de informações acuradas sobre os Grupos de Trabalho e Forças-Tarefa e participação nas reuniões dos Working Groups em que o Brasil se faz representar, de acordo com o indicado no item 12.

Foi também efetuada a participação brasileira no Tutorial sobre Wide Area Protection, de acordo com o item 10, e nas reuniões do Working Groups do PSRC, conforme descrito no item 11.

Além disso, conforme indicado no item 6, a Delegação Brasileira apresentou dez

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contribuições nos três Temas Preferenciais do Colóquio do SC B5.

5.1. Reunião do Strategic Advisory Group:

A reunião do SAG foi realizada na manhã de domingo, 11 de setembro de 2005, sob a coordenação do Chairman (CH) do SC B5. Participaram o Secretário (UK) do SC B5 e os Coordenadores dos quatro Advisory Groups (BR, CA, SP e NL).

Os assuntos debatidos foram basicamente os seguintes: Nivelamento sobre o papel e a

importância das reuniões dos Advisory Groups;

Acompanhamento das reuniões e decisões do Technical Committe, enfatizando a perspectiva de prorrogação do mandato do Chairman atual.;

Responsabilidade do AG B5.04 – Asset and Information Management, Training and Education – na proposição de tutoriais para os Colóquios do SC B5;

Envolvimento do Coordenador e do Secretário do SC B5 na recepção e seleção de artigos para os futuros eventos;

Estruturação das reuniões dos Advisory Groups;

Estruturação das reuniões conjuntas entre os Advisory Groups e o PSRC;

Estruturação da reunião conjunta entre o SC B5 e o PSRC com marcação de reunião prévia da equipe do SAG para a manhã de terça feira;

Website do SC B5 – necessidade de novo Webmaster e uso por parte dos Advisory Groups;

Avaliação da programação dos Working Groups e Task Forces com ênfase na publicação de brochuras e resumos na Revista ELECTRA;

Aprovação das Diretrizes do SC B5.

O principal produto da reunião do SAG foi a estruturação da reunião do SC B5 a ser realizada na tarde de sexta-feira, de maneira a se obter maior agilidade diante de uma agenda muito extensa em apenas meio expediente e

com previsão de cerca de cinqüenta participantes.

A partir da visão e das informações disponíveis pelos presentes, foi efetuado um breve levantamento da situação dos WGs e TFs: WG B5.01 (*) – Auto-Reclosing and

System Restoration – trabalho concluído; WG B5.02 – Co-ordination of Digital

relays and Conventional Instrument Transformers – se não concluir o trabalho até janeiro de 2006, será desativado;

WG B5.05 – Modern Techniques for Pro-tecting, Controlling and Monitoring Power Transformers – ainda não fez pro-gresso;

WG B5.13 (*) – Acceptable Functional Integration in HV Substations – já está progredindo;

WG B5.11 (*) – The Introduction of IEC 61850 and its Impact on Protection and Control Within Substations – vai concluir suas atividades antes da Sessão Bienal de 2006;

WG B5.15 – Distance Protection Functions for Modern Applications – está em fase de conclusão;

WG B5.18 (*) – Guidelines for Specification and Evaluation of Substation Automation Systems – deve terminar suas atividades o quanto antes ou outros grupos relacionados com a IEC 61850 irão substituí-lo;

WG B5.19 – Protection Relay Co-ordination – provavelmente já está com as atividades encerradas;

WG B5.20 – New Trends for Automated Fault and Disturbance Recording and Analysis – já iniciou suas atividades e terá reunião de três dias neste Colóquio;

WG B5.21 – New Local Protection and Control Approaches to Minimize the Im-pact of System Disturbances – ainda não começou suas atividades;

TF B5.03 – Engineering Tools for Protective Relaying – já tem um relatório sobre o qual o Chairman fez comentários;

TF B5.04 – High Impedance Faults – só tem três Membros, está preparando um questionário;

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TF B5.06 – Software Certification and Version Management – a Holanda encontrou um Coordenador para poder dar início às atividades.

(*) WG oriundo do AG B5.01.

O levantamento acima permite a comparação com as informações a serem obtidas nas reuniões dos Advisory Groups. Ficou decidido que os Working Groups devem concluir suas missões em três anos; para tanto não devem se preocupar com acréscimos finais destinados a assegurar perfeito nivelamento com a evolução do estado da arte. As Task Forces devem durar cerca de um ano e publicar artigos na Revista ELECTRA.

O Brasil registrou as dificuldades que seus Membros Correspondentes vêm encontrando para ter participação produtiva nos respectivos Working Groups, visto que suas ações não têm tido retorno por parte dos Coordenadores. O Coordenador do AG B5.01 registrou também que os Working Groups continuam não se reportando antes das reuniões dos Advisory Groups, o que dificulta sobremaneira o trabalho destes últimos.

5.2. Reunião do Advisory Group B5.01 – Substation Automation and Remote Control:

A reunião do AG B5.01 foi realizada na manhã de segunda-feira, 12 de setembro de 2005, sob a coordenação do Brasil. Pelo Brasil participaram o Coordenador e o Secretário do CE B5, além do Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS).

Preparação para a reunião do B5-AG1

A ata da reunião constitui o Anexo I deste relatório. Participaram, além dos três brasileiros, quatro dos cinco Membros do AG B5.01 (CH, FI, IEEE-CH e US). Participaram também os Coordenadores (ES, CH e US) dos WG B5.11, 13 e 18. O Chairman do SC B5 teve participação em tempo parcial, provendo orientações aos presentes.

Os principais produtos da reunião foram os seguintes: Proposição de criação dos seguintes

Working Groups:- Application for Protection

Schemes Based on IEC 61850;- Innovative Maintenance Strategies

Taking Advantage of New IED and Substation Functionalities;

- Functional Testing of IEC 61850 Based Systems.

Proposição dos seguintes Temas Preferenciais para o Colóquio de Madrid em 2007:- Impact of IEC 61850 on Protec-

tion Applications Within the Substa-tion and Between Substations;

- New Trends on Busbar Protection;- Experiences of Evolving Life Cycle

Processes Due to New Technologies;- Acceptable Functional Integration.

Foi proposto um quinto Tema Preferencial: Impact of New Communication Technologies on Protection Systems and Protection Spe-cialists. Esta proposta deverá ser discutida na Reunião de 2006 na Sessão Bienal, de modo que possa ser coordenada uma Sessão Conjunta com o SC D2.

Ainda a respeito do Colóquio de 2007 em Madrid, os debates do AG B5.01 conduziram à proposição do seguinte tema para o Tutorial a ser realizado naquela oportunidade: IEC 61850 and the Flexible Design of Protection, Control and Automation Systems in Substations.

Como o Dr. Sachdev não vai mais executar as atividades de Web Master do SC B5, o AG B5.01 sugeriu os seguintes nomes para

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sucedê-lo nesta função: T. W. Cease (US) e R. B. Sollero (BR).

5.3. Reunião Prévia da Equipe do SAG:

A reunião prévia da equipe do SAG foi realizada na manhã de terça-feira, 13 de setembro de 2005, sob a coordenação do Chairman (CH) do SC B5. Participaram o Secretário (UK) do SC B5 e os Coordenadores dos quatro Advisory Groups (BR, CA, SP e NL).

O objetivo da reunião foi preparar as apresentações e posicionamentos do SC B5 para a reunião conjunta com o PSRC.

As apresentações dos quatro Advisory Groups foram compatibilizadas e receberam as respectivas atribuições de tempo, de acordo com a extensão de cada uma delas. Ficou decidido que cada Coordenador de Advisory Group seria responsável pela respectiva apresentação.

Para as Reuniões Conjuntas entre cada AG e o PSRC ficou decidido que seria feita uma breve abertura pelo Chairman do SC B5, seguida pela apresentação geral por parte do Coordenador do AG em questão, cabendo a cada Coordenador de WG entrar em detalhes a respeito de suas atribuições específicas, andamento e perspectiva de conclusão.

5.4. Reunião do AG B5.02 – Protection and Monitoring of Main Plant and Circuits:

Esta reunião foi realizada na tarde de 12 de setembro de 2005, segunda-feira, e contou com a participação do Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS) como convidado.

Nesta reunião foram apresentados os relatos dos seguintes WG: WG B5.02 – Coordination of Digital Re-

lays and Conventional Instrument Trans-formers – Eng. Stig Holst (SE);

WG B5.04 – Modern Techniques for Pro-tecting and Monitoring of Generating Plants – Eng. Gabriel Benmouyal (CA);

WG B5.05 – Modern Techniques for Pro-tecting, Monitoring and Control of Power Transformers – Dr. Mohindar Sachdev (CA);

WG B5.07 – Modern Techniques for Pro-tecting and Monitoring Transmission Lines – Eng. Simon Chano (CA);

WG B5.10 – Protection of Series Com-pensated Lines and Series Capacitor Banks – Eng. Janez Zkonjsek (SE);

WG B5.15 – Distance Protection Func-tions for Modern Applications – Eng. Demetrios Tziouvaras (US);

WG B5.16 – Modern Techniques for Pro-tecting Busbars in HV Networks – Eng. Zoran Gajic (US);

WG B5-17: Software models for Use with Eletromagnetic Transient Analysis Pro-grams –Dr. Tarcholan Sidhu (CA).

Foram discutidas e aprovadas as propostas para a criação de dois novos Working Groups: Modern Techniques for Protecting, Moni-

toring and Controlling Shunt Reactors; Use of Single Failure Criteria in Design-

ing Reliable Protection Systems.

Foram discutidas e aprovadas as seguintes propostas de temas preferenciais, a serem apresentadas ao SC B5, para o Colóquio de 2007 em Madrid: Modern Techniques for Protecting and

Monitoring Busbars; Protection of Transmission Lines.

5.5. Reunião Conjunta do AG B5.01 com o PSRC:

Esta reunião foi realizada na tarde de terça-feira, 13 de setembro de 2005, sob a Coordenação do Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS). Pelo Brasil participaram também o Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL) e Rui Menezes de Moraes (ONS).

Após a abertura realizada pelo Chairman do SC B5 e as apresentações de todos os participantes, o Coordenador do AG B5.01 descreveu resumidamente a missão e funcionamento dos Advisory Groups, demonstrando como se inserem na estrutura

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do SC B5. Foram destacados os seguintes tópicos: Proposição de criação de novos Working

Groups e Task Forces; Proposição de Temas Preferenciais para as

Sessões Plenárias do SC B5 nas Sessões Bienais de Paris (anos pares) e nos Colóquios (anos ímpares);

Proposição de temas para tutoriais.

Particularmente sobre o AG B5.01 foi esclarecido quais são os Working Groups em atividade. Em seguida coube a cada Coordenador de WG entrar em detalhes a respeito de suas atribuições específicas, andamento e perspectiva de conclusão. Foram feitas as seguintes apresentações: Eng. F. Cobelo (ES) – WG B5.11 – The

Introduction of IEC 61850 & its Impact on Protection and Control within Substa-tions;

Dr. A. Apostolov (US) – WG B5.13 – Ac-ceptable Functional Integration in HV Substations;

Eng. P. Rietman (CH) – WG B5.18 – Guidelines for the Specification & Evalu-ation of S/S Automation Systems.

Os Anexos II, III e IV contêm resumos das apresentações dos Coordenadores dos WG B5.11 e 18. O Coordenador do WG B5.13 realizou uma apresentação verbal.

5.6. Reunião Conjunta do AG B5.03 com o PSRC:

Esta reunião foi realizada na tarde/noite de terça-feira, 13 de setembro de 2005, sob a Coordenação do Eng. Javier Amantegui (ES). Pelo Brasil participou o Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS).

Após a abertura realizada pelo Chairman do SC B5 e as apresentações de todos os participantes, o Coordenador do AG B5.03 descreveu resumidamente a missão e funcionamento dos Advisory Groups, demonstrando como se inserem na estrutura do SC B5. Foram destacados os seguintes tópicos: Proposição de criação de novos Working

Groups e Task Forces;

Proposição de Temas Preferenciais propostos para 2005 e 2006;

Proposição de temas para tutoriais.

Particularmente sobre o AG B5.03 foi esclarecido quais são os Working Groups em atividade. Em seguida coube a cada Coordenador de WG entrar em detalhes a respeito de suas atribuições específicas, andamento e perspectiva de conclusão. Foram feitas as seguintes apresentações: Dr. M. Kezunovic (US), substituindo J. L.

M. Oterino (ES) – WG B5.03 – Fault and Disturbances Data Analysis, Including In-telligent Systems;

Eng. D. Holstein (US) – WG B5.09 – Re-mote On-Line Management for Protection and Local Control;

Eng. H. Kameda (JP) – WG B5.19 – Pro-tection Relay Co-Ordination;

Dr. M. Kezunovic (US) – WG B5.20 – New Trends for Automated Fault and Dis-turbance Recording and Analysis;

Dr. A. H. A. Bakar (MY) – WG B5.21 – New Local Protection and Control Ap-proaches to Minimise Impact of System Disturbances;

Eng. J. Amantegui (ES), substituindo I. Ojanguren (ES) – TF B5-04 – High Im-pedance Faults.

Os Anexos V a X contêm resumos das apresentações dos Coordenadores dos WGs e da TF criados pelo AG B5.03.

5.7. Reunião Conjunta do SC B5 com o PSRC:

Participaram todos os Membros da Delegação Brasileira.

Esta reunião teve por objetivo nivelar os participantes do IEEE e do CIGRÉ sobre as atividades realizadas nos diversos Working Groups e Task Forces de cada organização.

A reunião contou dos seguintes tópicos: Palestra introdutória do Eng. Phil Winston

– Chairman do PSRC; Palestra introdutória do Eng. Yves Filion

– Presidente do CIGRÉ, que se fez substituir;

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Aprovação de atas e do relatório financeiro do PSRC – Enga. Miriam Sanders;

Relatórios mais relevantes:- Coordenação de artigos técnicos –

Eng. Charlie Henville,- PES – Eng. John McDonald,- CIGRÉ – Engs. T.W. Cease e Paul

Hindle,- UCA – Eng. John Burger,- EPRI – Eng. Joe Hughes,- IEC – Eng. Eric Udren,- Coordenação de Normas IEEE –

Eng. Jeff Gilbert,- Substation Committe – Eng. Jim

Evans; Awards and Recognition – Eng. Frank

Plumptre; Relatórios dos subcomitês do PSRC:

- WG I – Relaying Practices – Eng. Jim Ingleson,

- WG C – Systems Protection – Eng. Tony Seegers,

- WG D – Line Protection – Eng. Roger Hedding,

- WG K – Substation Protection – Eng. Charlie Sufana,

- WG H – Relaying Communica-tions – Eng. Ken Fodero,

- WG J – Rotating Machinery – Eng. Steve Conrad;

Palestras Técnicas:- EMTP Reference Models for

Transmission Line Relay Testing (WG D10), apresentada pelo Eng. Kalyan Mustaphi,

- Breaker Failure Protection for Power Circuit Breakers, apresentada pelo Eng. Roger Hedding;

Relatórios dos Advisory Groups do SC B5 do CIGRÉ:- Apresentação do SC B5 pelo

Chairman, Eng. Ivan de Mesmaeker,- AG B5.01 – Substation Automa-

tion and Remote Control – Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (BR),

- AG B5.02 – Protection of Main Plant & Circuits – Dr. Mohindar Sachdev (CA),

- AG B5.03 – Monitoring, Metering & Overall Protection – Eng. Gonzalez Amantegui (ES),

- AG B5.04 – Asset and Information Management – Eng. Frank Koers (NL).

5.8. Reunião do SC B5:

A Reunião do SC B5 foi realizada na tarde de 16 de setembro de 2004. Representando o Brasil, participou o Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS), na qualidade de Membro Regular e Coordenador do AG B5.01.

Foram definidos os atuais Membros Regulares e Observadores do SC B5, bem como foram acolhidos os novos participantes. Nas apresentações dos participantes destacou-se a presença do Eng. Fernando González (TRANSENER), novo Membro Regular pela Argentina e filho do Prof. Manuel Victor González Sábato, que tanto cooperou com o CE 34 do CIGRÉ-Brasil.

A Ata da 68ª Reunião (2004) foi aprovada sem ressalvas. Na oportunidade, aproveitou-se para fazer uma revisão das ações mais importantes atribuídas aos Membros Regulares do SC B5 desde então.

A lista de endereços eletrônicos dos participantes do SC B5 precisa ser atualizada, pelo menos no que tange aos Coordenadores de WG e TF. O Secretário encarregou-se de executar a respectiva atualização.

Questões oriundas da Reunião do Technical Committee realizada em Dubai em abril: As brochuras técnicas produzidas por cada

Study Committee só podem ser distribuídas gratuitamente para os membros do respectivo WG ou TF e para pessoas indicadas pelo Chairman;

O novo Chairman do SC B5 será indicado pelo Technical Committee e a decisão será tomada pelo Conselho de Administração do CIGRÉ – há chance de prorrogação do mandato do Eng. Ivan de Mesmaeker (CH);

As salas para as reuniões dos SAG, AG, WG e TF previstas para a próxima Sessão Bienal deverão ser reservadas até março de 2006;

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Tais salas terão projetores de transparências e canhões multimídia e estarão disponíveis de segunda a sexta-feira;

Não há restrição quanto ao número de Observadores em cada Study Committee;

Os Membros Regulares são obrigados a se envolver com as atividades do SC, caso contrário, passarão a Observadores;

Na Sessão Bienal de 2006 a Reunião do SC B5 deverá ser na terça-feira , em função do critério de rodízio;

Estão sendo definidas regras para um participante tornar-se Special Report;

As contribuições para a Sessão Plenária deverão estar totalmente consolidadas com um dia de antecedência (Nota: isto não é problema para o SC B5);

Tais contribuições deverão ser submetidas impressas e na forma de arquivos dos aplicativos Word e PowerPoint;

Na Sessão Bienal de 2006 as Reuniões dos Advisory Groups deverão anteceder a Reunião do Study Committee.

O relato das atividades do Advisory Group B5.01 – Substation Automation and Remote Control – foi realizado pelo Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS), que resumiu o contido na respectiva ata de reunião reproduzida no Anexo I deste relatório.

O relato das atividades do Advisory Group B5.02 – Protection and Monitoring of Main Plants and Circuits – foi realizado pelo Dr. Mohindar Sachdev (CA), destacando-se o seguinte: Proposta de criação de Working Groups

para tratar os temas a seguir:- Proteção, controle e

monitoramento de reatores shunt, atividade que poderá ser realizada em conjunto com o PSRC, que está revisando seu guia,

- Uso do critério de falha única para projeto de sistemas de eliminação confiável de faltas;

Proposta de dois Temas Preferenciais para o Colóquio de 2007 em Madrid:- Proteção de Barramentos,- Proteção de Linhas de

Transmissão;

Situação dos Working Groups:- WG B5.02 – Coordination of

Digital Relays and Conventional Instrument Transformers – relatório será concluído em 2005,

- WG B5.04 – Modern Techniques for Protecting and Monitoring of Gen-erating Plants – WG novo que apre-senta progresso substancial,

- WG B5.05 – Modern Techniques for Protecting, Controlling and Moni-toring Power Transformers – relatório será concluído em 2006,

- WG B5.07 – Modern Techniques for Protecting and Monitoring of Transmission Lines – WG novo que já iniciou suas atividades (vide subitem 12.1 deste relatório),

- WG B5.10 – Protection of Series Compensated Lines and Series Capac-itor Banks – bom progresso, o re-latório será concluído em 2006,

- WG B5.15 – Distance Protection – relatório será concluído em 2006,

- WG B5.16 – Modern techniques for Protecting Busbars in High Volt-age Networks – bom progresso,

- WG B5.17 – Software Models for use with Electromagnetic Transient Analysis Programs – relatório em forma de minuta a ser distribuída para comentários dos Membros do SC B5, a versão final será emitida ainda em 2005;

O Coordenador do AG B5.02 registrou que os Working Groups estão levando cerca de um ano para poder iniciar suas atividades;

Não foi feita proposição de tema para o Tutorial do Colóquio de 2007 em Madrid, mas houve debate a respeito da possibilidade de se vir a tratar a questão de segurança Cibernética, visto que o assunto deverá tornar-se um requisito legal para as empresas de energia elétrica.

O relato das atividades do Advisory Group B5.03 – Monitoring, Metering, Recording and Overall System Protection – foi realizado pelo Eng. Javier Amantegui (ES), destacando-se o seguinte:

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Proposta de criação de Working Groups para tratar os temas a seguir:- Acesso protegido Wi-Fi para

proteção e automação,- Proteção de sistemas com geração

distribuída,- Coordenação da proteção da

transmissão; Proposta de Tema Preferencial para o

Colóquio de 2007 em Madrid:- Gerenciamento remoto on-line

para análise de faltas e ajustes; Situação dos Working Groups:

- WG B5.03 – Fault and Distirbance Data Analysis, Including Intelligent Systems – relatório já encaminhado ao Study Committee com publicação em 2005,

- WG B5.09 – Remote On-Line Management for Protection and Control – relatório será concluído em 2006,

- WG B5.19 – Protection Relay Coordination – relatório previsto para 2007,

- WG B5.20 – New Trends for Auto-mated Fault and Disturbance Record-ing and Analysis – WG novo com re-latório previsto para 2008,

- WG B5.21 – New Local Protec-tion and Control Approaches to Mini-mize the Impact of System Distur-bances – WG novo com relatório pre-visto para 2008;

Situação das Task Forces:- TF B5.04 – High Impedance

Faults – precisa de mais participantes, vai emitir questionário e tem conclusão prevista para 2006,

- TF B5.08 – Protection and Control for Dispersed Generation and Impact on Transmission – relatório será encaminhado ao Study Committee com publicação em 2005;

Não foi feita proposição de tema para o Tutorial do Colóquio de 2007 em Madrid.

O relato das atividades do Advisory Group B5.04 – Asset and Information Management – foi realizado pelo Eng. Frank Koers (NL), destacando-se o seguinte:

Proposta de criação de Working Groups para tratar os temas a seguir:- Gerenciamento dos Ajustes dos

Relés,- Desempenho dos sistemas de

proteção – um enfoque comum a respeito de definições e estrutura de base de dados;

Proposta de dois Temas Preferenciais para o Colóquio de 2007 em Madrid:- Experiência e impacto do

comissionamento de sistemas de proteção e controle baseados em novas tecnologias,

- Estratégias de melhoria da proteção para minimizar riscos e otimizar custos;

Houve confirmação de que a Holanda encontrou um Coordenador para poder dar início às atividades da TF B5.06 – Software Certification and Version Management;

A respeito da TF B5-06, o Dr. Klaus-Peter Brand (CH) lembrou o risco de se “reinventar a roda” em relação à Norma IEC 61850;

Não foi feita proposição de tema para o Tutorial do Colóquio de 2007 em Madrid, a discussão será feita na Sessão Bienal de 2006.

A partir das proposições dos Advisory Groups foi efetuada a votação para seleção dos novos Working Groups e Task Forces a serem criados. Os resultados estão resumidos na tabela que constitui o Anexo XII. Foram aprovadas as criações dos seguintes Working Groups e Task Force: Management of protection relay settings –

WG B5.01; Applications for protection schemes based

on IEC61850 – WG B5.06; Functional testing of IEC61850 based sys-

tems – WG B5.12; Impact of Renewable Energy Sources &

Distributed generation on S/S P&A – WG B5.14;

Protection, control & monitoring of shunt reactors – WG B5.17;

Wi-Fi Protected Access for P&A – WG B5.22;

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Protection system performance: a com-mon approach concerning definitions and database structure – TF.

Poderão ser criados outros dois Working Groups caso haja oferta de Coordenadores. Os temas são os seguintes: Innovative maintenance strategies detail-

ing advantage of new IED & S/S function-alities;

Use of single failure criterion in designing P&C systems.

Em princípio, o Brasil ofereceu-se para procurar Membros Correspondentes para os seguintes Working Groups e Task Force: Wi-Fi Protected Access for P&A – WG

B5.22; Protection system performance: a com-

mon approach concerning definitions and database structure – TF;

Use of single failure criterion in designing P&C systems – ainda não definido.

Nota: Caso algum Participante do CE B5 tenha interesse em representar o Brasil em um dos demais Working Groups, a Coordenação terá o máximo prazer em viabilizar de imediato a adesão.

Por meio de aclamação foram definidos os Relatores Especiais para a Sessão Plenária do SC B5 na Sessão Bienal de 2006: Eng. Marko Janssen (NL) – PS1 – Impact

of IEC61850 on Protection and Automa-tion;

Eng. Albertino Cerejo de Meneses (PT) – PS2 – Protection Systems and Substation Automation for Major Disturbances.

A partir das proposições dos Advisory Groups foi efetuada a votação para seleção dos Temas Preferenciais para o Colóquio de Madrid. Foram selecionados os seguintes assuntos (maiores detalhes no item 12 deste relatório: New Trends on Busbar Protection – 15

votos; Protection of Transmission Lines and Co-

ordination of Transmission System Pro-tection – 15 votos;

Acceptable Functional Integration in Sub-stations Protection and Control Systems – 10 votos.

O Colóquio de Madrid será realizado no Palácio de Congressos de 8 a 12 de outubro de 2007. Haverá visita técnica a Toledo, onde se encontra o Centro de Operação de Energias Renováveis.

A respeito do Website do SC B5, foi eleito como novo Webmaster o Eng. Didier (BE).

O Chairman do SC B5, ao discorrer sobre os eventos regionais do CIGRÉ, deu ênfase à Conferência Internacional sobre IEC61850 realizada pelo CE B5 em 29 e 30 de março de 2005 no Rio de Janeiro.

Os Engenheiros Javier Amantegui (ES) e Paul Hindle (UK) foram agraciados como CIGRÉ Awards de 2005 por parte do SC B5. As indicações foram muitíssimo bem recebidas pelo plenário, comprovando o prestígio de ambos na Comunidade de Proteção e Automação.

Ficou decidido que a organização dos tutoriais será feita pelo Advisory Group B5.04, sob a coordenação do Eng. Frank Koers (NL).Assuntos gerais: O Dr. Sachdev (CA) sugeriu que os

Working Groups criem Websites; Observou-se que sessenta participantes do

CIGRÉ compareceram às atividades do PSRC, ao passo que quarenta do PSRC estiveram nos eventos exclusivos do SC B5;

O Dr. Brand (CH) deu notícias a respeito do andamento das atividades do IEC TC 37;

O Eng. Amantegui (ES) deu notícias sobre o IEC TC 38.

5.9. Sessão Plenária do SC B5:

A Sessão Plenária do SC B5 foi realizada ao longo dos dias 15 e 16 de setembro de 2005, dedicando-se meio expediente para cada um dos três Temas Preferenciais. Os trabalhos foram presididos pelo Eng. Ivan de Mesmaeker (CH), Chairman do SC B5. A

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logística do evento ficou sob o encargo do Eng. Paul Hindle (UK), Secretário do Comitê, a partir dos trabalhos executados durante as reuniões dos Advisory Groups e do Strategic Advisory Group.

A Sessão Plenária do SC B5 foi patrocinada por ABB, ALTALINK, AREVA, BECKWITH Electric, GE Multilin, SEL, SNC Lavalin, S&C Electric e SIEMENS.

Mesclando as contribuições formais e as espontâneas, a seguir estão alguns destaques referentes às questões formuladas nos Special Reports, que são os artigos 100, 200 e 300 e estão disponíveis no Website do CE B5, mais especificamente no seguinte endereço:http://sage.cepel.br/ceb5/coloquio_decalgary.htm.

As respostas às questões formuladas nos Relatórios Especiais serão postas à disposição de todos no mesmo endereço acima, bem como as apresentações dos Relatores Especiais.

Tema Preferencial 1 – Transformer Protection, Monitoring and Control – Relator Especial: Eng. Simon Chano (CA)

Questão 1: Foi apresentada resposta por parte do

Brasil pelo Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS);

O Eng Henville (CA) lembrou que o hotspot não é necessariamente acurado;

No Japão também usam medição de corrente, porém dispõem de ajustes diferentes para as quatro estações do ano.

Questão 2: O Eng Holst (SE) citou o uso de proteção

térmica para curto prazo, visto que é pouco usado o monitoramento para estimar vida útil e necessidade de manutenção;

O Eng Hermann (DE) usa uma equação diferencial térmica de primeira ordem para estimar temperatura.

Questão 3:

O Eng. Hermann (DE) informou que a na Alemanha utilizam-se informações de corrente, tensão e posição do LTC;

O Eng. Tsuboi (JP) disse que o esquema de predição de temperatura usado em sue país tem-se mostrado difícil de ajustar e coordenar com a característica de suportabilidade do transformador;

O Eng. Balasiu (RO) lembrou que o problema da proteção térmica pode ser imputado ao fabricante do transformador e que os problemas térmicos das buchas também requerem atenção.

Questão 4: O Eng. Koppari (SE) registrou que a

parametrização de esquemas é difícil, visto que há mudanças no comportamento e nos próprios parâmetros para cada regime de refrigeração forçada.

Questão 5: O Eng. Takeuchi (JP) informou que

praticamente só há relés numéricos, logo esta questão é dependente da filosofia do usuário.


Brasil pelo Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL);

O Dr. Apostolov (US) deu enfático apoio à posição brasileira, sugerindo a realização de um Workshop Internacional para debater o assunto;

O Eng. Amantegui (ES) destacou que na Espanha será feito uso da corrente de falta para monitorar vida útil e necessidade de manutenção, principalmente na distribuição, onde esta é a principal causa de falta interna, tantos são os religamentos sobre falta.


Brasil pelo Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS);

O Japão utiliza proteções diferenciais com restrição por harmônicos em linhas subterrâneas de 1000 kV, observando que a queda de tensão no enrolamento terciário serve como discriminador, pois

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quando há energização do transformador (inrush), a queda de tensão é pequena, ao passo que em falta interna a queda é muito significativa;

Ainda a respeito da proteção das linhas subterrâneas, o Japão informou que a proteção de retaguarda é feita pela função de distância, para a qual observou-se que a reatância medida varia com o inrush;

A Suécia enfatizou que não cabe ao usuário optar pelo critério de estabilização, visto que tal missão é responsabilidade do fabricante da proteção diferencial, citando caso de cinco energizações sobre falta interna;

Na Alemanha foi observado que pode haver pouca corrente de segundo harmônico em algumas energizações, tendo sido mencionado o caso de menor conteúdo harmônico na fase sem componente exponencial (uma relação de três vezes);

As equipes da Suíça e da Suécia (ABB) reforçaram a utilização da restrição por harmônicos;

O Dr. Apostolov (US) concordou com o uso de redes neurais artificiais para estabelecer distinções entre as faltas internas e as energizações.


Brasil pelo Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil);

A Arábia Saudita emprega as mesmas funções de proteção que utilizava na era dos relés analógicos;

A Alemanha não usa todas as funções na mesma medição;

O Japão não utiliza ajuste remoto por razões de segurança;

As equipes da Suíça e da Suécia (ABB) citaram produto com capacidade de detectar curto-circuito entre 1 % das espiras.

Questão 9: O Eng. Henville chamou a atenção para as

conseqüências adversas dos religamentos automáticos mal sucedidos (sobre faltas) em linhas aéreas.

Questão 10: O Japão tem proteção que utiliza

transmissão ótica de dados (PCM – pulse code modulation);

O Dr. Apostolov chamou a atenção para a necessidade de entendimento dos seguintes itens:- Hierarquia funcional dos sistemas

de proteção e controle,- Funcionalidade dos IEDs,- Requisitos de desempenho,- Protocolos de comunicação.

Tema Preferencial 2 – Specification and Evaluation of Substation Automation Sys-tems – Relator Especial: Eng. Steven Kun-sman (US)

Questão 1: O Dr. Leitloff (FR) ressaltou a

necessidade de compatibilidade com interfaces e procedimentos de operação e manutenção existentes, visto que os respectivos manuais têm que ser adaptados;

O Eng. Balasiu (RO) citou o caso dos NCC (Network Control Centers), havendo exemplos de casos mandatórios e opcionais;

O Eng. Rietman (CH), em nome do WG B5.18, explicou que os requisitos dos usuários têm que ser valorizados diferentemente, dependendo da natureza do projeto e da filosofia operativa;

O Chairman destacou que há sinais de especificação de funcionalidades em lugar de dispositivos.

Questão 2: O Eng. Cerezo (ES) mencionou a

necessidade de muito trabalho prévio para poder ter a especificação;

O Eng. Koppari (SE) informou que sua empresa trabalha com pré-qualificação de fornecedores e requisitos específicos para testes de aceitação em fábrica, ressaltando que ainda não receberam proposta baseada na IEC61850;

O Dr. Leitloff (FR) fez ver que a Comunidade Econômica Européia tem regras específicas para licitação.

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Questão 3: O Dr. Apostolov (US) respondeu pelo

Eng. Hossenlop (FR), ambos são da AREVA, mencionando que a IEC61850 é um meio e não um objetivo, logo o usuário não precisa ser um especialista na norma;

O Dr. Leitloff (FR) respondeu sob a ótica da funcionalidade;

O Dr. Kezunovic (US) citou a possibilidade de uma parte do estimador de estado ficar no topo da Hierarquia da própria subestação, numa arquitetura distribuída de desempenho otimizado;

O Dr. Brand (CH) disse que não há impacto na funcionalidade nem nos Centros de Controle;

O Eng. Baass (CH) lembrou que os requisitos devem ser muito claros.

Questão 4: O Dr. Brand (CH) esclareceu que,

optando-se pela IEC61850, o sistema de comunicação da subestação pode ser estendido por demanda e os custos adicionais serão função do desempenho desejado.



O Japão confirmou assertiva feita na Sessão Bienal de 2004 a respeito de haver dois caminhos independentes para se proceder à troca de ajustes de relés digitais;

O Dr. Brand (CH) pediu cuidado com web browsers de baixo custo;

O Eng. Holstein (US) solidarizou-se com a posição brasileira.

Questão 6: O Dr. Apostolov (US) respondeu pelo

Eng. Hossenlop (FR), ambos são da AREVA, mencionando que definição da arquitetura influencia a disponibilidade e a confiabilidade do sistema de controle da subestação;

O Eng. Herman (DE) informou que há projeto vitorioso na fábrica da Volkswagen em seu país;

O Dr. Brand (CH) destacou que a Norma IEC61850 não é solução padronizada para automação de subestações;

O Eng Cobelo (ES), em nome do WG B5.11, lembrou que a IEC61850 não é uma ferramenta, mas um protocolo de comunicação intra-subestação.

Questão 7: O Dr. Brand deu ênfase ao fato da

interoperabilidade ser a grande meta da Norma IEC61850 e, por isso mesmo, ela poderá ser estendida mas não modificada, assegurando sua perenidade;

O Eng. Cerezo (ES) informou que a Subestação Ciudad Universitaria terá fornecimento envolvendo sete fabricantes distintos.

Questão 8: O Eng. Adams (UK) citou que a Inglaterra

não quer trabalhar com subestações híbridas;

O Dr. Apostolov (US) mostrou como podem ser tratados dispositivos existentes, tanto digitais como analógicos – até mesmo eletromecânicos;

O Eng. Hughes (AU) disse que poucas subestações são efetivamente automatizadas, reiterando o cuidado ao trabalhar com instalações híbridas.

Questão 9: O Dr. Leitloff (FR) disse que a RTE aceita

propostas baseadas na IEC61850, mas não exige tal procedimento, visto que a responsabilidade é do fornecedor;

O Eng. Satou (JP) informou que o Japão não não está utilizando o barramento de processo (process bus).

Questão 10: O Dr. Brand (CH), com a concordância do

Dr. Apostolov (US), lembrou que a integração de dispositivos deve ser previamente testada num System Verfication Center (SVC);

O Eng. Holstein (US) crê que a Substation Configuration Language (SCL) é só o primeiro passo, sendo naturalmente sucedida pela definição de cenários de teste;

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O Dr. Kezunovic (US) informou que já dispõe de um produto para ajudar nesses casos.

Questão 11: O Eng. Holstein destacou que não está

claro como se mapear da Norma C37.115 para protocolos específicos como DNP, 61850, etc.

Questão 12: O Dr. Leitloff (FR) citou que a IEC61850

pode facilitar o atendimento dos requisitos pelos proponentes, destacando que a especificação da RTE tem cláusulas sobre manutenção;

O Eng. Kim (KO) propôs um trabalho em quatro etapas, visto que não conseguem vislumbrar o futuro com a atual especificação.

Questão 13: O Eng. Holst (SE) mencionou que a

integração vai continuar, motivada por razões econômicas;

O Dr. Kezunovic (US) pediu cuidado para não gerar dificuldades na criação de funções alto nível na subestação, como é o caso da análise automática de faltas;

O Eng. Henville (CA) ressaltou que a demarcação da proteção é necessária para viabilizar o desligamento do componente protegido com o correspondente desligamento de sua proteção.

Questão 14: O Dr. Brand destacou que os dados de

engenharia têm que ser necessariamente intercambiáveis.

Tema Preferencial 3 – Protection and Con-trol of Series Compensated Networks – Rela-tor Especial: Eng. Graeme Topham (ZA)

Questão 1: O Eng. Saleh (AS) relatou que a Arábia

Saudita instalou a compensação série no meio da linha, utilizando proteção diferencial com retaguarda por proteção de distância;

O Eng. Chano (CA) recomendou sempre realizar testes prévios em RTDS, atentando para a resposta transitória dos relés, nem sempre observável em testes desta natureza;

O Eng. Henville (CA) pediu atenção para as correntes induzidas geomagneticamente, pois seu efeito é reduzido pela presença da compensação série.

Questão 2: O Eng. Zakonjsek (SE) informou que os

capacitores são adversamente afetados por poluição.



O Eng. Zhao (CN) informou que a China emprega proteção diferencial longitudinal e dois relés de distância com tempos diferentes de ação de memória para falta reversa, além de relé de reatância com polarização específica (incomum);

O Eng. Kumura (JP) relatou que o Japão utiliza transformadores de corrente em ambos os lados do banco de capacitores série;

O Eng. Bo (UK) citou aplicação de proteção diferencial transversal;

O Eng. Zakonjsek (SE) recordou os fundamentos da proteção de distância;

O Eng. Holbach (US) deu destaque à equação empírica para determinação do sobrealcance imposto pela oscilação subsíncrona subseqüente às faltas.


Brasil pelo Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL);

O Eng. Koppari relatou que a Suécia começou a usar compensação série em 1950;

O Eng. Holbach (US) destacou a importância do manual do relé, dos relatórios de teste do fabricante dos testes a partir de uma base dados em formato COMTRADE e testes de simulação;

O Eng Tziouvaras (US) pediu cuidado com a realidade das simulações;

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O Eng. Chano (CA) citou a existência de um hipersimulador;

O Eng. Zhao (CN) disse que não há simulador que iguale a realidade;

O Eng. Henville (CA) reforçou a posição brasileira de necessidade de maior abertura por parte dos fornecedores para os usuários fazerem modelos acurados dos relés ofertados atualmente, abertura essa considerada possível pelo Dr. Apostolov (US).

Questão 5: O Dr. Apostolov (US) mencionou o uso

de medição direcional adicional; O Eng. Zakonjsek (SE) informou a

existência de quatro linhas na mesma torre na China.


Brasil pelo Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS);

O Eng. Henville (CA) criticou o artigo da África do Sul, pois no Canadá não aplicam disparo, apenas eco, havendo discordância por parte do Eng. Zakonjsek (SE), que relatou caso de problemas com a lógica de falha de fusível.

Questão 7: O Eng. Matsushima (JP) enfatizou as

dificuldades de se localizar faltas transitórias por um único terminal;

Segundo o Eng. Koppari (SE), o critério de ondas trafegantes é o mais acurado.


Brasil pelo Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil);

O Eng. Hughes (AU) informou que vai ser instalado um elo HVDC entre a Austrália e a Tasmânia, citando também a necessidade de cuidados com o reator de descarga e que a impedância equivalente com MOV pode ter componente indutiva também, por fim destacou a conveniência de verificar o desempenho dos relés das linhas adjacentes aos bancos de compensação série;

O Eng. Einarsson (SE) sempre faz uso de simulações de tempo real;

O Eng. Zakonjsek (SE) acrescentou que as variações da impedância medida por oscilações subsíncronas são sempre maiores quando se trata de compensação pro TCSC.

Questão 9: O Eng. Matsushima (JP) informou que o

Japão em 1977 empregava proteção diferencial longitudinal baseada em canal de freqüência modulada, o qual foi substituído por canal digital na década de 1980, citando ainda o uso de proteção por comparação de fase.

Questão 10: O Eng. Kawasaki (JP) mencionou a

aplicação de proteção diferencial longitudinal e distância como retaguarda, acrescendo-se supervisão direcional adicional;

O Eng. Bo (UK) lembrou a influência da capacitância shunt das linhas longas sobre a função diferencial longitudinal, propondo uma comboinação das funções longitudinal e transversal num mesmo relé;

O Dr. Apostolov (US) lembrou que a redução do tempo de eliminação de falta é função do quanto se deseja gastar.

Questão 11: O Eng. Zakonjsek (SE) deu destaque à

necessidade de se considerar os duty cycles dos equipamentos de manobra do banco de capacitores série, citando o caso de abertura e religamento monopolar;

O Eng. Koppari (SE) informou que a Suécia não utiliza religamento automático monopolar em linhas com compensação série.


Brasil pelo Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS).

Questão 13: O Eng. Zakonjsek (SE) concordou que o

artigo russo é muito difícil de se analisar,

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tal como havia preconizado o Dr. Renan Giovanini (ONS) no Seminário Interno previamente realizado pelo CE B5.

Questão 14: O Eng. Baass (CH) fez menção ao artigo

elaborado em conjunto pela ABB e a ELETRONORTE.

6. Contribuições Apresentadas pela Delegação Brasileira

6.1. Tema Preferencial 1 – Transformer Protection, Monitoring and Control

Contribution related to Question 1: COPIAR

Speaker – Jorge Miguel Ordacgi Filho – Brazil

“Simple overcurrent detectors have been widely applied in Brazilian interconnection transformers since the mid seventies, regard-less of thermal considerations.

Overcurrent measurement not considering the ambient temperature – nor the transformer internal temperature – has been a conserva-tive procedure to minimize loss of useful life-time. It must be remembered that Brazilian state-owned utilities had (and still have) diffi-culties to purchase new equipments.

If any current above 150 % of the rated value were measured, the transformer would be tripped in 20 seconds. For currents above 200 % of rated value tripping would occur ac-cording to a time dependent curve matched to the transformer capability characteristic. Such scheme was conceived mostly to cope with the loss of a parallel transformer or a parallel electrical path.

The important issue was to have time enough to perform preventive load shedding to quickly reduce the power flow through the transformer below the rated value. Load shedding can be local or remote, through transfer-trip equipment.

For currents up to 150 % of the rated value, thermal protection is performed by oil (hottest spot) and winding thermometers.

The scheme performance has been considered fair, because its evaluation is done mainly un-der the load conservation viewpoint, which is an objective criterion.

Once the Brazilian electric industry recently moved towards a more competitive model, there are expectations on more comprehen-sive overload protective schemes for new in-terconnection transformers.”

Contribution related to Question 6: What are the issues that are delaying or preventing the implementation of these control and monitor-ing functions?

Speaker – Raul Balbi Sollero – Brazil

“The Special Reporter addresses the issue of the delay in implementing advanced control and monitoring functions for transformer overload warnings and transformer manage-ment to optimize maintenance practices and reduce costs.

We have identified that this reality, in Brazil, can be explained from, at least, two perspec-tives: Regulatory framework, in Brazil, does not

send commands (Grid Procedures) or economic signals strong enough to moti-vate the Transmission Operators to equip their old transformers with these recent technologies or to motivate them to stress their new transformers to a limit that could not be handled by traditional func-tions and conservative settings;

We notice, in Brazil, that the Protection, SCADA and Equipment Management teams are not close enough (from a tech-nical perspective) to have clearly defined responsibilities in this matter. Aware of the consequences of this situation we, at CIGRÉ SC B5/BR Committee, are consid-ering to organize a local joint Seminar, gathering the B5, C2 and A2 people, on the matter of Protection, Control and Monitoring of power transformers. The

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main objective is to share these multiple visions towards better practices in the op-eration of these equipments.”

Contribution related to Question 7: What would be the future practice for selecting one harmonic restraint algorithm instead of an-other? What are the issues that users must look at when a transformer is protected by duplicate protection devices manufactured by different manufacturers especially when de-vices use different restraining and blocking principles? What are the requirements, if any, in selecting one algorithm principle from an-other algorithm?

Speaker – Rui Menezes de Moraes – Brazil

“Most utilities in Brazil specify the use of sec-ond and fifth harmonics restraining for trans-former differential protection. The blocking method is not very well accepted because of the possibility of relay non-operation for an internal fault during transformer energiza-tion.

For transformers rated 345 kV and above, the Brazilian Grid Code specifies the use of hard-ware redundancy, without specifying different manufacturers but imposing the same har-monic restraining philosophy for both protec-tions.

It is not expected that users need to select the algorithm of a relay. On the other hand, it is very important to know how a specific relay will perform during energizations and inter-nal faults. Consequently, standards for trans-formers differential protection could be im-proved if they established more detailed func-tional tests, able to verify the relay’s behavior under such difficult conditions.”

Contribution related to Question 8: What is the present practice of the utilities when mul-tifunction relays are applied for protecting transformers?

Speaker – Denys Lellys – Brazil

“The present practice in Brazilian utilities for power transformer protection according net-

work procedure from National Operator of the System (ONS) is used differential protec-tion Main 1 and Main 2 (redundancy) and backup by overcurrent, particularly for the secondary of the interconnection transformer it is practice applied the voltage restriction or controlled overcurrent protection (ANSI 51V) because in the most of cases the fault current is very close of the load current because the system conditions is very weak (long line, weak source and fault with high fault imped-ance).”

6.2. Tema Preferencial 2 – Specification and Evaluation of Substation Automation Systems

Contribution related to Question 5: One of the recommendations in the 204 paper is the use of commercial software for an open tool and specially web browser to review and change IED parameters. Utility security is a major issue for systems as well as tools. As soon as systems are connected to corporate intranet or network, the security vulnerability and threat potential increases. How should the security aspects of the SCS and SA sys-tems be specified to provide the flexibility in the use of commercial software (e.g. web browsers)?


“Utilities in Brazil are quite concerned with security associated to remote access to IEDs and relays, not only with internal or external threats, but also with mistakes that could be made when accessing these devices. There are reported cases where a simple search for in-formation or transfer of a sequence of events file inadvertently resulted in relay setting changes. In these cases, this was not a conse-quence of the use of commercial software but mainly to the low security level of the opera-tional systems of these devices.In our opinion, much could be learned from commercial systems security experience, for an example, bank automation systems, but it is also necessary to improve the security of IEDs and relays. This could be done by speci-fying and using standard internet services and protocols. This approach seems to be attrac-

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tive to manufacturers also, as there are many open source software that comply with IED and relay systems needs. Another advantage is that the larger number of users of commer-cial software may result in faster update when a security flaw is found, independently of IED or relay manufacturer action.”

Nota: Pôde-se observar que este assunto não possui convergência de opiniões, talvez porque os IEDs atuais possuam um nível muito baixo de segurança para operação em rede e os representantes dos fabricantes de equipamentos não se sintam muito confortáveis em discutir o assunto em detalhes. De qualquer forma, trata-se de um campo de pesquisa bastante importante e que deveria se colocado em pauta o quanto antes, em benefício da segurança das redes de equipamentos de proteção.

6.3. Tema Preferencial 3 – Protection and Control of Series Compensated Net-works

Contribution related to Question 3: Are there any experiences of other unique series com-pensated distance relay applications where special adjustments to settings and/or logic are required to ensure correct protection per-formance?


“Brazil has a few series compensated lines, mostly on EHV transmission lines (500 kV and above). All these lines interconnect re-gional systems and belong to different utili-ties. Brazilian experience with settings and logic adjustments corresponds to individual procedures. This is because these applica-tions were always different from the others and the importance of the lines is very high. In these cases, extensive simulation tests were conducted to guarantee adequate distance re-lay operation. In most cases, tests performed indicated the necessity of changes in the pro-tection logic or refinements of settings.

Nowadays, the deployment of series compen-sation to existing lower voltage transmission lines (230 kV and below) is growing in Brazil,

and simulation tests could be costly and time consuming. From the utilities’ point of view, certainly it would be very convenient the de-velopment of tools to make easier settings and logic adjustments, without the need of so ex-tensive simulation tests.

One simple example is stated in Paper 302, which shows an easy process to check if an existing distance protection fed by busbar VTs can cope with the inclusion of a series capaci-tor bank at the same terminal. Further analy-sis should be conducted only if the existing re-lays comply with the basic requirements.”

Contribution related to Question 4: What analysis tools are available to utilities to as-sist in evaluating distance relay performance on series compensated applications prior to the purchase or choice of a particular relay type?

Speaker – Raul Balbi Sollero – Brazil

“The Special Reporter addresses the important issue of evaluating relay performance even before the purchase of a particular model. Digital relay technology has opened a whole new world of opportunities in this matter: it is quite easy to follow the great evolution in availability, power and convenience to use applications such as Matlab, EMTP/ATP, EMTDC etc.

But, what we would like to share here is a Brazilian experience in the development and use of a more focused tool, specifically designed to “assemble” a complete virtual relay from pre-defined graphical objects (CT’s, VT’s, analog and digital filters, comparators, logic blocks and so on), ready to process waveforms from electromagnetic simulation programs or even digital disturbance recorders.

Our experience with this application (RSim) brings results, as: We have obtained excellent results for the

few particular relays for which we had sufficiently detailed information, com-pared to dynamic simulations with the real relays;

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It is our vision that it could be possible for manufacturers to offer the level of infor-mation users need for realistic dynamic simulations, without jeopardizing their le-gitimate industrial rights concerns;

It is our experience that this information availability is not a reality today, what se-verely deters the use of these powerful platforms.

Consequently, it could be a good job for users and manufacturers to seek and define, in more specific terms, this delicate balance between the needs of the users and the industrial rights concerns of the manufacturers, in this matter.”

Contribution related to Question 6:


“As whole, Brazil is facing the same general problems pointed out in the South African pa-per. Many problems with weak infeed protec-tions have been reported recently and most of them were related to incorrect tripping.

An analysis of which terminal is effectively a weak one was not started yet, despite we all agree that the identification of weak terminals in steady state conditions is not difficult. The difficulties lie on how to evaluate the tempo-rary creation of weak terminals during major disturbances and most of all along the restor-ing process. Experience with a few large black-outs during the last ten years showed that: If the disturbance dismantles the system

very rapidly, the creation of temporary weak terminals is not a concern;

If the disturbance has a long duration, there would be a high degree of unpre-dictability on the identification of weak terminals;

Even with previous studies and operative instructions on what should be the pre-ferred restoration corridors, many differ-ent approaches are used according to post-disturbance conditions and the oper-ators’ behavior, so more weak terminals than the predefined may arise.

An extensive discussion about the role of Brazilian ISO in this process will certainly arise, because responsibility for the line pro-tection is restricted to the utilities, while the identification of weak terminals is considered by many as an ISO responsibility. Who would pay a fine to the Regulatory Agency in case of an unsuccessful protection actuation?

We believe that the discussions scheduled for the 2006 Paris Session on prevention of large disturbances will help Brazilian SC B5 to pro-pose a guide on where to apply weak infeed protections.”

Contribution related to Question 8: What methodologies are used to optimized settings for series compensated line application? What are the requirements of utilities in terms of certification for relay and/or protection system before applying these to series com-pensated lines?

Speaker – Denys Lellys – Brazil

“Regarding second question about certifica-tion relay before applying these to series com-pensated lines, all the Brazilian utilities spec-ify for HV/EHV system that the relay must be to running tests model in real time digital simulation (RTDS) particularly to verify the behavior and performance of the relay in case of long lines series compensated at both ends, high fault resistance, parallel lines and adja-cent, weak source and improve and optimized the settings before put in service (question one).”

Contribution related to Question 12:


“UPFCs have not yet been installed in the Brazilian Power System. On the other hand, TCSCs were successfully applied at the ex-tremities of the double circuit 500 kV double owners interconnection between North and Southeast Systems. No particular problems were observed after six years of operation. The experience gained so far will drive the

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line protection procedures in the future, when more sophisticated FACTS devices are ex-pected to be in service.

The redundant line protections (21 + 67N) were specified and set according to series ca-pacitors and TCSCs worst operative condi-tions. Extensive tests carried out through RTDS simulations were used to refine settings and parameterizations as a whole. Operative experience showed that no major changes were necessary in the protection to cope with the TCSC application.

Whenever new kinds of FACTS reach the Brazilian Power System, we believe that a previous investigation on what would be the most unfavorable conditions and the evalua-tion of their effects on the line protection will certainly point out the main problems. Based on this type of information, the specification and the setting police will be stated.

So, under such way of working, standardized models may be a concern. Accurate models for the FACTS device and even for the protec-tions are not necessarily available. It would be great if research people and manufactur-ers could be gathered in a working group or task force to evaluate the real necessities. Maybe the report of WG B5.10 could already recommend some issues on this subject.

Another issue to take into consideration would be the role of an ISO in this case of line protection, once the FACTS device aims to benefit the whole power system.”

O Anexo XI contém reproduções das telas apresentadas durante estas contribuições.

7. Tutorial on Wide Area Pro-tection

O Tutorial foi realizado na tarde de 14 de setembro de 2005, tendo sido aberto pelos Engs. De Mesmaeker (CIGRÉ) e Cease (IEEE) e consistiu das seguintes palestras:

Wide Area Disturbances, Issues and Solutions – Eng. Damir Novosel;

Examples of Wide Area Protection – Eng. Vahid Madani;

Apresentação de produtos:- ARBITER – Eng. Bill Dickerson,- ABB – Eng. Janez Zakonjsek;

Experiências práticas:- Malásia – Dr. Abu Bakar,- Suíça – Eng. Walter Baass,- China – Eng. Zhao Xicai e Bi

Zhaondong.

Segue um resumo das atividades, preparado pelo Secretário do CE B5, Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL):

a. Introdução à Proteção Sistêmica

Este tópico foi apresentado por Damir Novosel, da Kema/US, e cobriu tópicos relativos a distúrbios sistêmicos e possíveis soluções. Alguns dos tópicos abordados foram: Sintomas e causas dos distúrbios; Efeitos dos distúrbios em grandes

sistemas interligados; Exemplos de grandes blackouts; Métodos para prevenção de blackouts e

melhores procedimentos para recomposição;

Finalidade dos sistemas de proteção sistêmica;

Tendências.

As principais observações, constatações e recomendações foram: Grandes eventos, em geral, não têm causa

única, sendo resultado de seqüências de eventos de baixa probabilidade, mais comuns em sistemas operados em seus limites, difíceis de prever pela multiplicidade de aspectos envolvidos;

Observa-se um incremento no número e freqüência de grandes blackouts desde 1994;

As principais pré-condições apontadas para blackouts são comuns:- Envelhecimento da infra-estrutura,- Crescente dificuldade de retirar

componentes ou equipamentos para manutenção,

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- Reserva girante insuficiente,- Baixo conhecimento do sistema e

componentes,- Manutenção inadequada das vias

passagem das linhas,- Clima – temperatura, ventos,

tempestades,- Sistemas de alarme e aviso

antecipado para suporte a operadores inadequados.

Existe grande preocupação com o efeito de ajustes errôneos de unidades de Zona 3 de relés de distância:- O NERC publicou recomendação

para que os relés Zona 3, se usados, não devem operar para correntes de até 150% do limite de emergência da linha, supondo 0.85 pu de tensão e ângulos de 30º;

Instabilidade transitória: a experiência do conferencista aponta para mais operações incorretas que corretas dos out-of-step relays. Entretanto, lembra que já existe tecnologia para implementação de métodos muito mais sofisticados para avaliação, on-line, de estabilidade transitória;

Também a instabilidade de tensão é assunto que exige grande atenção, tipicamente ocorrendo após alguma operação de proteção em um sistema já muito carregado. Informa já existir tecnologia para avaliação on-line das margens de estabilidade, comparando a impedância aparente da carga com a impedância equivalente de Thevenin, além do uso das ferramentas de Dynamic Voltage Security Assessment dos sistemas SCADA/EMS;

O conferencista propõe o conjunto de iniciativas que ele chama Smart Grid ou WAMPAC – Wide Area Monitoring, Protection, Alarm and Control. Ele defende a incorporação às redes elétricas dos últimos avanços em sensores, comunicação, computação e visualização, além de novas técnicas e algoritmos de simulação:- Melhorias nos SPS baseados em

eventos ou alarmes,

- Sistemas de monitoramento em tempo-real, controle e proteção que se adaptem a mudanças no sistema,

- Estrutura hierárquica estruturada, incluindo SPS,

- Sistemas avançados de alarme (ângulo, tensão e freqüência),

- Medições avançadas e melhores algoritmos,

- Uso efetivo de estimação de estado, análise de contingências e monitoração de tempo-real,

- Ferramentas inteligentes de recomposição para coordenação entre áreas de controle,

- Melhores técnicas de visualização on-line, principalmente com disponibilização de ferramentas para suporte à decisão dos operadores, familiaridade com os procedimentos, disponibilidade de informações e treinamento, particularmente através de OTS – Operators Training Simulators;

Foi abordada a principal tecnologia viabilizadora dos WAMPAC, ou seja, as redes de PMU baseadas em GPS;

Foram descritos 2 grandes projetos americanos de aplicações de PMU: o WECC, abrangendo os estados da costa oeste, com 40 PMU e 217 fasores e o EIPP (com suporte do DOE), abrangendo a TVA, Entergy, AEP, NYISO e Ameren, atualmente com 54 PMU (mais 24 nos próximos 12 meses);

A análise de distúrbios recentes revela pontos comuns, tendo levado às conclusões:- Deve-se buscar aprender com o

passado e estudar a razão do aumento da freqüência de distúrbios,

- Propagação do blackout pode ser detida,

- Tempos de recomposição sempre podem ser melhorados;

Não é possível evitar blackouts iniciados por contingências múltiplas, entretanto, a probabilidade, abrangência e impacto de grandes blackouts sempre podem ser reduzidos.

b. Sistemas e Produtos Existentes

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Foram feitas 2 apresentações relativas a sistemas de medição fasorial, como se segue:

Presentation by Bill Dickerson da ARBIT-TER Systems

A ARBITER apresentou uma interessante experiência com a Entergy, como parte do projeto EIPP, relativa a uma metodologia baseada em PMUs para avaliar a estabilidade da rede a partir de FFT aplicada a janelas móveis.

Presentation by Janez Zakonjsek of ABB

A ABB apresentou a sua concepção de sistemas baseados em PMU, com ênfase na integração com os sistemas SCADA/EMS para funcionalidades como monitoramento de ângulos de fase, estimação e monitoração de limites térmicos das linhas, detecção de oscilações e monitoramento da estabilidade de tensão (cálculo on-line da curva PV).

c. Experiências com Wide Area Protection

A seguir foram apresentados 2 relatos de aplicações práticas de proteção sistêmica, especificamente:

Experiences of Malaysia - Speaker: Halim Abu Bakar, em que foram abordados recentes distúrbios de grandes proporções naquele país;

Experiences of Switzerland - Speaker: Walter Baass, em que foram apresentadas experiências da ABB em várias aplicações na Europa, particularmente na Suíça.

8. Contribuições Apresentadas

8.1. Tema Preferencial 1: Transformer protection, monitoring and control

Contribution related to Question 6: What are the issues that are delaying or preventing the implementation of these control and moni-toring functions?

Speaker – Raul B. Sollero – Brazil

The Special Reporter addresses the issue of the delay in implementing advanced control and monitoring functions for transformer overload warnings and transformer manage-ment to optimize maintenance practices and reduce costs.

We have identified that this reality, in Brazil, can be explained from, at least, two perspec-tives:

1. Regulatory framework, in Brazil, does not send commands (through Grid Proceedures) or economic signals strong enough to motivate the Trans-mission Operators to equip their old transformers with these recent tech-nologies or to motivate them to stress their new transformers to a limit that could not be handled by traditional functions and conservative settings

We notice, in Brazil, that the Protection, Scada and Equipment Management teams are not close enough (from a technical perspec-tive) to have clearly defined responsibilities in this matter. Aware of the consequences of this situation we, at Brazilian Cigre B5 Committee are considering to organize a local joint Semi-nar, gathering the B5, C2 and A2 people, on the matter of Protection, Control and Monitor-ing of power transformers. The main objec-tive is to share our multiple visions towards better practices in the operation of these equipment.

9. Participação nas Reuniões do PSRC

9.1. Working Group H4 do PSRC – Revisão da Norma C37.111 (COMTRADE)

Participante Brasileiro: Eng. Marco Antônio Macciola Rodrigues (CEPEL).

O grupo trata da atualização da norma C37.111 que aborda o tema COMTRADE. Devido à pouca disponibilidade de tempo, durante a reunião foram tratados apenas

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alguns tópicos desta revisão, descritos a seguir: Redução do número de arquivos de quatro

para um; Utilização de ponto flutuante no arquivo

DAT; Uso de compactação para reduzir o

tamanho dos arquivos.

O Brasil fez duas contribuições: Observar sobre a existência de dois tipos

de técnicas de compactação, com e sem perdas, descrevendo rapidamente suas vantagens;

Observar que muitas das dificuldades na manipulação dos arquivos COMTRADE poderiam ser dirimidas através de programas de computador (softwares) que poderiam estar embutidos em um sistema maior de automação de análise de oscilogramas ou mesmo em programas específicos, disponíveis gratuitamente para pequenas empresas sem recursos para ter um software mais complexo.

Foram também mantidos entendimentos com o Chairman do Working Group H4, Eng. Ratan Das (US), sobre uma possível participação. Ele informou que o IEEE não tem a figura de Membro Correspondente, sendo necessário participar de pelo menos uma reunião por ano para ser Membro Regular.

9.2. Working Group H8 do PSRC – Recomendação para Nomes de Arquivos de Oscilografia


O grupo está desenvolvendo uma recomendação para nomes de arquivos de oscilografia no formato COMTRADE, e já possui um draft em fase final. A reunião não tratou de assuntos técnicos, tendo o seu maior foco em questões sobre a publicação do documento que está sendo finalizado.

O Brasil participou da reunião mas como ela teve um enfoque administrativo, não foi possível fazer intervenções. Antes da reunião

foram mantidos entendimentos com o Eng. Jeff Pond (US), que presidiu a mesma, o qual informou que tem utilizado a recomendação para nomes por dois anos, tendo encontrado excelentes resultados.

9.3. Working Group H11 do PSRC – Revi-sion of IEEE 1344 Synchrophasor Stan-dard (PC 37.118)

Participantes Brasileiros: Eng. Marco Antônio Macciola Rodrigues (CEPEL), Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS) e Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL).

O WG H11 está definindo a Norma 1344 para medição fasorial.

A reunião iniciou com a aprovação da ata da última reunião realizada em maio. A minuta da norma foi votada novamente em junho e recebeu 66 votos afirmativos, 6 negativos e 2 abstenções.

O Relator (Eng. Kenneth Martin) da norma esperava que, com as alterações realizadas no texto, os votos negativos fossem reformulados para afirmativos, mas isto não aconteceu. Entretanto, como não surgiram novos votos negativos e os comentários recebidos não apontavam problemas significativos, o Relator considerou que o projeto de norma atendeu aos requisitos para a aprovação e decidiu prosseguir com o processo de submissão ao RevCom (Comitê de Aprovação do IEEE). Esta decisão foi questionada pelo Representante da SEL durante a reunião.

O projeto de norma será analisado na reunião do dia 21 de setembro do RevCom. Após a aprovação do RevCom, a norma será oficial e será submetida a um editor do IEEE para correção tipográfica e formatação para impressão. O Relator solicitou que fossem encaminhados com urgência quaisquer novos comentários ou correções ainda existentes, para que pudessem ser contemplados ainda na fase de edição final.

O Relator informou que esta etapa de revisão final ainda necessitará do apoio do grupo de trabalho, para verificação de que o conteúdo

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técnico não seja alterado. Considerou que o trabalho de revisão da norma está concluído e que o grupo deve ainda preparar um artigo técnico com o resumo da norma, suas principais características e um índice de referências para os trabalhos mais relevantes para a norma.

Após a reunião foram mantidos entendimentos com o Eng. Martin quando o Eng Rui Moraes agradeceu as informações que ele havia enviado para o ONS no ano 2000. Além disto, foi obtida uma cópia da última versão da Norma 1344 (versão 7), cujo arquivo pode ser obtido junto aos Participantes Brasileiros. Houve ainda debates sobre os seguintes pontos relevantes para o processo de especificação do Sistema de Medição Fasorial a ser implantado no Sistema Interligado Nacional pelo ONS: Atender à norma significa atender ao

corpo da norma e não aos seus apêndices que são considerados informativos. Este entendimento é importante, uma vez que os apêndices possuem informações relevantes sobre o desempenho das PMU.

A norma pretende definir apenas o desempenho das PMU para aplicações onde se deseja medir apenas variações lentas (desempenho dinâmico decorrente de variações eletromecânicas). A especificação para variações rápidas não foi contemplada e deve ser especificada pelo usuário.

É importante definir os objetivos do Sistema de Medição Fasorial, para a especificação adequada do comportamento transitório das PMU.

Cabe ao usuário final a especificação dos ensaios a serem realizados para a verificação do desempenho transitório das PMU.

Ficou claro que a norma é necessária, sua revisão é um importante passo para a interoperabilidade de diversos fabricantes, mas por si só não é suficiente para a especificação de um Sistema de Medição Fasorial.

A experiência da BPA com a utilização de PMU de diferentes fornecedores apresentou alguns problemas, contornáveis através de uma análise mais

cuidadosa das medições. A solução da maioria dos problemas está prevista na revisão da norma. A BPA pretende continuar a implantação de seu sistema de Medição Fasorial utilizando PMU de diferentes fornecedores.

9.4. Working Group C5 do PSRC – Desenvolvimento e Uso de Registradores Digitais de Perturbação


O grupo prepara documento sobre registradores digitais de perturbação (RDPs), mas ainda há muita discussão sobre a forma do texto do relatório.

Obteve-se o draft do documento preparado pelo WG C5. O arquivo pode ser obtido junto ao Participante Brasileiro.

9.5. Update on NERC System Protection and Control Task Force

Participante Brasileiro: Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS).

Esta palestra realizada pelo Eng. Mark Carpenter (US) teve como objetivo apresentar os resultados da Força Tarefa de Proteção e Controle do NERC, criada após o blecaute de 2003. Esta força tarefa foi criada para atender à recomendação 8a do relatório de análise do blecaute, que especificava que todas as empresas transmissoras deveriam reajustar a Terceira Zona das proteções de distância das linhas de transmissão de forma que não houvesse risco de desligamento da linha quando a mesma estivesse operando com carregamento abaixo de 150% da capacidade de emergência, definido pelo NERC como sendo a capacidade de emergência de curta duração (4 horas) da linha no inverno e dos demais componentes em série. Esta capacidade de emergência é determinada pela menor capacidade de corrente dentre as capacidades dos condutores, chaves, disjuntor, bobinas de bloqueio, etc. O ajuste de Zona 3 deve considerar a corrente de

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emergência para a tensão em 85% da tensão nominal e ângulo de carga de 30 graus.

Como resultado deste trabalho, 10.914 terminais de EHV foram examinados pelas transmissoras, sendo que destes, 2.182 (20%) não atendiam aos critérios para ajuste de Zona 3. Apenas 297 terminais apresentaram justificativa técnica para não atender aos critérios estabelecidos pelo NERC. A não conformidade dos demais 1885 terminais está sendo resolvida através de mudanças de ajustes, desabilitação da função, substituições ou adições de relés.

Durante este trabalho concluiu-se que ainda havia outras medidas a serem tomadas para a garantia de que os relés de proteção não limitariam a operação dos componentes durante situações de sobrecargas. As orientações adicionais do NERC são para a revisão dos sistemas de proteção de fases de linhas e transformadores da rede de transmissão com tensão acima de 200 kV e para elementos críticos entre 100 e 200 kV.

Os sistemas de proteção a serem verificados quanto à limitação do carregamento são: Relés de distância, envolvendo todos os

elementos de fase que atuem diretamente ou como parte de um esquema de teleproteção;

Relés de sobrecorrente de fase e relés direcionais de sobrecorrente de fase;

Proteção para perda de sincronismo; Proteção para bloqueio por oscilação

(verificação se não há bloqueio do disparo para faltas com condições de carga elevada e subtensões);

Proteção para falha na energização.

Além do critério de sobrecarga para linha de transmissão citado acima, o NERC estabeleceu os seguintes critérios para sobrecarga de transformadores: Os relés de proteção para faltas no

transformador não devem operar para:- 150% da máxima capacidade

nominal do transformador (dado de placa),

- 115% do maior valor de emergência estabelecido pela transmissora;

Se a transmissora utilizar relés de sobrecorrente para proteção para sobrecarga, a mesma será considerada conforme se:- A proteção utilizada permitir os

valores de corrente acima indicados por no mínimo 15 minutos, de forma a permitir ação operativa,

- O disparo da proteção for supervisionado pelo dispositivo de temperatura do óleo do topo e do ponto mais quente do enrolamento,

- Os ajustes não devem ser inferiores a 100ºC para a temperatura do óleo e 140ºC para a temperatura do enrolamento.

A palestra terminou com uma mensagem do Eng. Carpenter para as empresas transmissoras: “Não se esqueçam, o NERC é seu amigo...”

10. Participação nas Reuniões dos Working Groups onde o Brasil tem Representação

A principal ação estratégica no tocante à participação brasileira neste conjunto de reuniões foi assegurar engajamento na execução das atividades de cada Working Group, procurando influir positivamente nas decisões sobre a linha a ser seguida pelos WGs que estão iniciando seus trabalhos. Neste sentido destaca-se a decisão do WG B5.07 realizar no Brasil a sua terceira reunião, fato conseqüente da participação ativa do Membro Correspondente Brasileiro.

10.1. WG B5.07 – Modern Techniques for Protecting and Monitoring of Transmis-sion Lines

Participante Brasileiro: Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil), Membro Correspondente.

A reunião foi realizada ao longo do dia 8 de setembro de 2005 no escritório da empresa SNC Lavalin.

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O Coordenador do WG B5.07 é o Eng. Simon Chano (CA).

Foi feita uma apresentação geral da empresa anfitriã, a SNC Lavalin, que tem presença mundial com destaque dos vários empreendimentos em regime de turn-key já realizados na área de transmissão de energia elétrica (Estados Unidos, Canadá, Colômbia, Filipinas, Arábia Saudita, Senegal, Honduras e outros países).O Coordenador leu os temas sugeridos na reunião anterior, realizada em Maio/2005 em Columbus, Ohio (US) e designou os Membros Regulares responsáveis pelas contribuições de cada tema. Foi então aprovado o esboço do documento a ser produzido pelo WG B5.07, o qual tem o seguinte teor: IEC Terminology Standard; Identification of new principles from man-

ufacturers [short survey to address what type of specifications and practices are used for new applications and survey users of their Main 1 and Main 2 philoso-phies (reference existing documents); all types of protection, control and monitor-ing principles shall be included in the sur-vey];

Improvements in functionality – which new functions have been added:- Archiving data (event transmis-

sion to SCADA, etc.),- Processing data with software

instead of hardware connection,- Substation integration, IEC 61850,- Analyzing data with newer

techniques like neural networks,- Improved algorithms to handle

un-transposed lines, etc.,- Teed lines,- Three terminal lines:

Settings of overcurrent zero se-quence and negative sequence re-lays considering the change of current contributions in multi-ter-minal situations,

Impact of communication links be-tween the terminals on making protection,

- Series compensated lines, etc.,- Parallel lines,

- Synchro-phase measurement de-vices and FACTS devices,

- Advantages from subcycle relays (full/half cycle comparison),

- Blackouts – identification of mod-ern techniques to prevent or minimize a major blackout,

- High resistance earth fault; Protecting transmission lines & cables

with modern protection systems:- Possible improvements,- How to apply new techniques

and other improved protection func-tions,

- Benefits and limitations in ap-plying the new protection functions (complexity issues that arise to be identified),

- Determining fault location and use information in deciding adaptive, fast/slow reclosing or no reclosing,

- Others (make a special sections dealing with cable issues and autore-closing philosophies, secondary arc extinction, line differential, telecom-munications, fault location for reclos-ing issues, etc.);

Discussion on different practices and philosophies on functional integration and how it will impact the reliability of protec-tion and control systems (older and newer numerical generation):- Which are the functions that need

to be duplicated,- Breaker,- Synchro-check,- Other functions,- Auto reclose;

Identification of adaptive functions and techniques and how they should be used – examples:- Change settings on line (mainte-

nance issue not be covered),- Possible setting-group changes,- Others;

Identification of problems associated with the new technology;

Future needs; Conclusions and Recommendations; Annexes (survey, examples); References – Bibliography.

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Após a aprovação dos temas ficou definido que o documento preliminar será apresentado na próxima reunião prevista para abril de 2006.

O Dr. Alexander Apostolov (US) sugeriu que os temas aprovados para o relatório do WG B5.07 sejam elaborado tomando como base as modernas técnicas hoje aplicadas para proteção e monitoração de linhas de transmissão, considerando a evolução desde o surgimento dos relés numéricos. Esta sugestão foi contestada pelo Eng. João Afonso (PT) que sugeriu enfocar apenas as modernas técnicas atualmente existentes para proteção e monitoração de linhas de transmissão. Não houve consenso sobre o assunto, ficando a decisão para ser tomada na próxima reunião.

A reunião contou com duas apresentações técnicas, a saber: Esquema integrado de religamento au-

tomático em relés de proteção – Eng. João Afonso (PT);

Impacto do novo padrão IEC 61850 na proteção e controle de subestações – Dr. Alexander Apostolov (US).

O Coordenador colocou em votação o país para sediar a próxima reunião (terceira) prevista para abril de 2006 com duração de três dias. Os países sugeridos foram Portugal, Romênia e Brasil. Foi escolhido por significativa maioria o Brasil e a reunião deverá ter lugar no Rio de Janeiro.

A quarta reunião do WG B5.07 já está definida e agendada para a Sessão Bienal de 2006 em Paris (FR).

Foi distribuído o Guia IEEE Std C37.113-1999 para conhecimento e utilização dos participantes.

Nota: o Guia IEEE Std C37.113-1999 pode ser obtido mediante contatos com o Eng. Denys Lellys ou com o Coordenador do CE B5.

10.2. WG B5.11 – Introduction of IEC61850 and its Impact on Protection and Control within Substations

Participantes Brasileiros: Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL) e Eng. Marco Antônio Macciola Rodrigues (CEPEL).

A reunião de acompanhamento de WG B5-11 ocorreu na manhã do dia 10/09/05, sob a coordenação do Eng. Fernando Cobelo (ES).

O Coordenador relatou que o Comitê tem tido andamento normal, com reuniões regulares, e passou a comentar o conteúdo da primeira minuta do relatório. A seguir, mencionou a intenção de concluir a segunda minuta até o final de 2005 e apresentar a minuta final na próxima reunião do WG, agendada para março de 2006, no México.

O relatório final é esperado para aprovação na Bienal de 2006.

A ação dos participantes brasileiros concentrou-se em identificar as causas da ausência de informações para o Membro Correspondente, Eng. Carlos Eduardo Greco (CEPEL). Esclareceu-se que o Coordenador não havia avisado ao Secretário do WG B5.11, Eng. Marko Janssen (NL), para acrescentar o nome do Eng. Greco na lista de participantes. Resolvida a questão, a expectativa é de fluxo normal de informações e estabelecimento de participação ativa do Brasil.

10.3. WG B5.20 – New Trends for Automated Fault and Disturbance Recording and Analysis

Participante Brasileiro: Eng. Marco Antônio Macciola Rodrigues (CEPEL), Membro Correspondente

A reunião teve duração de três dias 12 a 14 de setembro, chegando a abranger o período noturno.

O objetivo do grupo é fazer um relatório que deverá conter idéias, exemplos, práticas e

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conceitos referentes ao estado atual e à evolução de sistemas de análise automática de perturbações.

O WG está em seu segundo encontro, sendo que em Calgary houve reuniões durante três dias consecutivos. Somente agora os primeiros textos, referentes aos capítulos iniciais do relatório começam a ser elaborados e discutidos. Nas reuniões foram tratados assuntos gerais (sobre a preparação do documento, agenda de reuniões etc.) e foi revisado o capítulo 2 do relatório. A estimativa do grupo é terminar o relatório em 2007.

O Membro Correspondente executou as seguintes atividades: Conscientização do Coordenador e dos

Membros do WG a respeito da firme intenção do Brasil participar por correspondência, ressaltando o papel e o potencial do Grupo Espelho;

Participação nas discussões com várias sugestões de participação brasileira na elaboração de tópicos do relatório;

Convite para realização de reunião no Rio de Janeiro – assunto a ser decidido oportunamente;

Compromisso de escrever o capítulo 1 do relatório, referente aos objetivos do WG B5.20.

Desta forma ficou assegurada a participação por correspondência do Brasil neste Working Group.

10.4. Avaliação Geral da Participação dos Membros Correspondentes

A presença de dois dos três Membros Correspondentes nas reuniões dos respectivos Working Groups foi marcante no sentido de firmar a posição brasileira de demonstração de interesse participativo. Tanto no WG B5.07 como no WG B5.20 foram feitas conquistas que dificilmente seriam atingidas pelo uso de meios de comunicação.

No tocante ao WG B5.11, visto que o Membro Correspondente não pôde participar do Colóquio, as ações ficaram sob o encargo

do Secretário do CE B5. Os resultados mostraram-se igualmente frutíferos.

O Chairman do SC B5 mostrou-se vivamente impressionado com a presença da Delegação Brasileira e seu desempenho ao longo de todo o evento. É de se esperar que as impressões tornem-se ainda melhores no que se refere aos Working Groups, assim que forem emitidas as respectivas atas de reunião, onde a atividade da nossa equipe será formalizada.

Em suma, esta iniciativa assegurou os primeiros passos para a obtenção de um nível de credibilidade que viabilize, em futuro próximo, uma participação por correspondência em novos Working Groups sem que haja necessidade de gestões específicas para que o Brasil receba atribuições e assuma compromissos.

11. Temas Preferenciais para o Colóquio de 2007 em Madrid

Durante a Reunião do SC B5 foi realizado um processo de votação a respeito das diversas sugestões de Temas Preferenciais para a Sessão Bienal de 2006.

Foram selecionados os seguintes Temas Preferenciais: New Trends on B/B Protection; Protection of Transmission Lines & Coor-

dination of Transmission System Protec-tion;

Acceptable Functional Integration in Sub-station P&C Systems.

O conjunto de temas oriundo dos quatro Advisory Groups foi submetido a votação e os resultados estão consubstanciados na tabela abaixo:

Tema Proposto Por VotosNew Trends on B/B Protection AG1

AG215

Protection of Transmission Lines & Coordination of Transmission System Protec-tion

AG2AG3

15

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Tema Proposto Por VotosAcceptable Functional Integra-tion in Substation P&C Sys-tems

AG1 10

Impact of IEC61850 on Pro-tection Applications Within & Between Substations

AG1 7

Experiences of Evolving Life Cycle Processes Due to New Technologies and Protection Upgrade Strategies in Order to Minimize the Risk and Opti-mization of Costs and Experi-ences and Impact of Commis-sioning New Technology P&C Systems

AG1AG4

5

Remote On-Line Management for Fault Analysis and Settings

AG3 5

12. Agradecimentos

O Comitê de Estudos B5 agradece o significativo apoio recebido da parte da Diretoria do CIGRÉ-Brasil, que viabilizou a formação de uma Delegação Brasileira à altura dos desafios impostos pelo Colóquio de Calgary.

O CE B5 agradece também ao ONS, CEPEL e AREVA Brasil pela liberação de seus profissionais, que abrilhantaram o evento com suas ativas participações.

13. ANEXO I – Ata da Reunião do AG B5.01

14. ANEXO II – Resumo da Apresentação do WG B5.11 na Reunião Conjunta do AG B5.01 com o PSRC

15. ANEXO III– Resumo da Apresentação do WG B5.13 na Reunião Conjunta do AG B5.01 com o PSRC

16. ANEXO IV – Resumo da Apresentação do WG B5.18 na Reunião Conjunta do AG B5.01 com o PSRC

17. ANEXO V – Resumo da Apresentação do WG B5.03 na Reunião Conjunta do AG B5.03 com o PSRC

18. ANEXO VI – Resumo da Apresentação do WG B5.09 na Reunião Conjunta do AG B5.03 com o PSRC

19. ANEXO VII – Resumo da Apresentação do WG B5.19 na Reunião Conjunta do AG B5.03 com o PSRC

20. ANEXO VIII – Resumo da Apresentação do WG B5.20 na Reunião Conjunta do AG B5.03 com o PSRC

21. ANEXO IX – Resumo da Apresentação do WG B5.21 na Reunião Conjunta do AG B5.03 com o PSRC

22. ANEXO X – Resumo da Apresentação da TF B5.04 na Reunião Conjunta do AG B5.03 com o PSRC

23. ANEXO XI – Contribuições Apresentadas pelo Brasil

24. ANEXO XII – Criação de Novos Grupos de Trabalho e Forças-Tarefa

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25. ANEXO XIII – Propostas de Criação dos Novos Working Groups Sugeridos pelo AG B5.01

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ANEXO I – Ata da Reunião do AG B5.01

AG B5-01 – Substation Automation and Remote Control

Minutes of 2005 Meeting

Westin Hotel – Calgary, September 12, 2005 – 8 to 10 AM

Attendance:SURNAME NAME EMAIL AFFILIATION COUNTRY

Apostolov Alex [email protected] AREVA USABaass Walter [email protected] ABB SwitzerlandBrand Klaus-Peter [email protected] ABB SwitzerlandCease Thomas [email protected] Consultant USAChen Wu Xiao [email protected] CSG P.R. ChinaCobelo Fernando [email protected] ZIV SpainDe Mesmaeker Ivan [email protected] ABB SwitzerlandHarley Keith [email protected] Georgia Power Co USAHe Huang [email protected] CSG P.R. ChinaHughes Rod [email protected] SKM AustraliaKwan Joseph [email protected] GE CanadaLeitloff Volker [email protected] RTE FranceMeneses Albertino [email protected] REN,S.A. PortugalMoraes Rui M. de [email protected] ONS BrazilOpskar Kenneth [email protected] STATNETT NorwayOrdacgi F. Jorge M. [email protected] ONS BrazilRietmann Peter [email protected] ABB SwitzerlandSollero Raul Balbi [email protected] CEPEL BrazilTuukkanen Jukka [email protected] SIEMENS FinlandVarghese Abraham [email protected] GE UK

AGENDA:1. Minutes of last meeting (2004);2. Reports from Working Groups;3. New WG/TF;4. Preferential subjects for 2007;5. Other subjects.

OPENINGThe meeting was opened by the Chairman of SC B5, who explained the Study Committee structure, focusing on the Advisory Groups objectives.

1. Minutes of Last Meeting

Copies of the minutes of the meeting held during the 2004 Paris Ses-sion were distributed and approved.

2. Reports from Working Groups

WG B5.11 – The Introduction of IEC 61850 and its Impact on Protection and Control within SubstationsReport by the Convenor Fernando Cobelo:

The WG was created during the 2003 Australia Colloquium. First draft is ready and a second version is scheduled to Decem-

ber this year. Final report is scheduled to March, 2006 during the next meeting

to be held in Mexico.

WG B5.13 – Acceptable Functional Integration in HV SubstationsReport by the Convenor Alex Apostolov:

The WG was created during the 2004 Paris Session and has re-cently begun its activities; the second meeting took place in Cal-gary.

A survey on the subject will be issued soon. Final report is scheduled to the end of 2006.

WG B5.18 – Guidelines for Specification and Evaluation of Substation Automation SystemsReport by the Convenor Peter Rietman:

The WG was created two years ago Paris Session and has re-cently begun its activities; the second meeting took place in Cal-gary.

Final draft is scheduled to December, 2005. Final report is scheduled to February, 2006.

3. New WG/TF

Various possibilities were discussed and the following were chosen to be submitted to SC B5 Meeting on Friday:

Application for Protection Schemes Based on IEC 61850: Requirements; Implementation for existing protection schemes; New applications; Applications within and outside the substation.

Innovative Maintenance Strategies Taking Advantage of New IED and Substation Functionalities:

Organizational aspects; Performance assessment; Supporting tools; Maintenance process;

Advanced functions to support maintenance of primary and secondary equipment;

Specification of maintenance requirements.

Functional Testing of IEC 61850 Based Systems: Functional testing of IEC 61850 based IEDs; Distributed application testing; Overall system testing; Use of SCL for the testing; Test system requirements and definitions; Testing considerations to be taken into account in the

specification.

4. Preferential Subjects for 2007

Four subjects were selected:

Impact of IEC 61850 on Protection Applications Within the Sub-station and Between Substations:

Distributed substation protection applications using sub-station bus communications;

Protection applications using process and substation bus communications;

Performance issues related to IEC 61850 based protection applications;

Configuration issues related to IEC 61850 based protec-tion applications;

New Trends on Busbar Protection: Used practices; Changes expected in busbar protection with IEC 61850; Influence of IEC 61850-9-2 on busbar protection; Integration of additional functions in busbar protection.

Experiences of Evolving Life Cycle Processes Due to New Tech-nologies;(Life Cycle Processes include device replacement, substation re-furbishment/extension, training, maintenance programs and plan-ning, operating policies/procedures, post event analysis and total costs)

Experiences of different integrators to the original suppli-ers, extending an existing IEC61850 network with different manufacturers equipment and what tools/documentation are necessary/useful - has interoperability truly been achieved in subsequent extensions?;

Benefits of advancing old device planned end-of-life re-placement to re-establish homogenous technology throughout the substation;

Difficulties and experiences of retaining old technologies in association with new technologies and impact on life cycle processes;

What training, skill enhancement and new tools have been necessary to enable effective operating and maintenance activities for new technologies;

Experiences in changing and reducing operation, mainten-ance and event response activities that have been achieved;

Availability & effectiveness of post power-system-event analysis tools particularly for analysing LAN traffic, goose messages, etc.

Acceptable functional integration: Existing functional integration in multifunctional IEDs; Acceptable functional integration in multifunctional IEDs; Impact of IEC 61850 on functional integration; Advantages and disadvantages of functional integration; Functional integration and reliability.

A fifth subject was proposed: impact of new communication technolo-gies on protection systems and protection specialists. This proposal shall be discussed in the 2006 Meeting in Paris, so a joint session with SC D2 can be arranged.

5. Other Subjects

5.1 SC B5/PSRC Meeting on AG B5.01 Activities:

This will be a transfer information meeting aimed to integrate people from both institutions.

The agenda was agreed as follows: Opening by SC B5 Chairman; Attendees’ introductions; Basic explanations by AG B5.01 Convenor; Presentation by WG B5.11, 13 and 18 Convenors; Adjournment.

5.2 Proposal of Tutorial for 2007 Colloquium

IEC 61850 and the Flexible Design of Protection, Control and Automa-tion Systems in Substations

5.3 WGs Time Schedule

The SC B5 Chairman explained his concerns on the time schedule of the Working Groups: there are many cases in which the WG is almost concluding its task and it takes two more years to cope with sugges-tions about the inclusion of additional items.

The WG Convenors shall maintain time schedule by rejecting last minute proposals and even cutting items not completed.

5.4 SC B5 New Web Master

Once SC B5 is searching for a new Web Master, AG B5.01 raised two volunteers: Cease and Sollero.

More volunteers are expected to be raised by the other AGs. The sub-ject will come to a conclusion in SC B5 Meeting on Friday.

5.5 New Chairman and Secretary

The SC B5 Chairman informed that next week this subject will be ap-preciated by CIGRÉ’s Administration Council.

ANEXO II – Apresentação do WG B5.11 – The introduction of IEC 61850 and its Impact on Protection and Automation within Substations – na Re-

união Conjunta do AG B5.01 com o PSRC

SCOPE- Report on the new communication philosophy and concepts contained within the 61850 standard and its implication on the next substation protection and control systems.

METHODS- Report on the standardized communication structure for the new P&C devices and the open points and free-user’s definitions.- Access the migration and coexistence with the actual P&C systems through the new standard.- Determine the different levels of integration and interoperatibility that can be reached based on utilities specifications and vendors offerings.- Guide on the strategy to introduce the 61850 standard through the different substation device levels.- New challenges in protection and control criteria and functions, based on IEC-61850 communica-tion capabilities.

DELIVERABLE- Produce a report which would be a guide of criteria and methods suitable for particular applica-tions and which would form the basis for an SC Preferential Subject for discussion.

MEMBERSHIP- 11 Regular members.- 6 Correspondent members.

CALENDAR- Last meeting: Calgary, Sept 10, 2005.- Next meeting: March 2006.- Draft report: May 2006.- Final report: SC meeting, August 2006.

CONTENTS1. Introduction.2. What is IEC 61850 and what makes it unique.3. Practical views justifying IEC 61850.4. Migration strategies.5. The impact of IEC 61850 on the procurement process of a substation automation system.6. Specification of IEC 61850 based SA systems.7. Project execution.8. Impact on life cycle management.9. Findings.

Chapter 2 What is IEC 61850 and what makes it unique1. Standardisation of communication within a Substation – IEC 61850.2. Logical interface – peer-to-peer.3. Logical Nodes (LN) – client/server.4. Dynamic requirements – GOOSE.5. Physical interfaces – LAN concept.

6. Communication independent interface – independence from evolution of technology.7. Engineering – SCL supports and simplifies specification and configuration.8. Other topics addressed by the standard.9. Additional features for interoperability.10. Maintenance of the IEC 61850 Standard – compatibility with future extensions.11. Security – TC57 WG15.12. Use and extensions of IEC 61850 in other areas:

A. Power Quality – IEC 61850 – TC57 WG10;B. Wind Turbine Systems – IEC 61400-25 – TC88 PT25;C. Hydroelectric Power Plants – IEC 62344 – TC57 WG18;D. Distributed Energy Resources – IEC 62350 – TC57 WG17.

Chapter 3 Practical views justifying IEC 618501. Challenges.2. Goals.3. IEC 61850 in practice – benefits for the users.4. General advantages of IEC 61850 over other standards:

A. - Supports truly distributed automation systems;B. - No copper wiring (almost);C. - Developed and supported universally.

Chapter 4 Migration strategies1. What implies ‘Migration to IEC 61850’?2. Migration to IEC 61850.3. Reasons for migration.4. Substation terminology.5. IEC 61850 station and process buses.6. Migration scenarios:

A. Migration on station level;B. Migration on bay level: Replacement of single IED, retrofit of bay and extension with

new bay;C. Migration on process level.

7. Migration impact on the interfaces between substation parts.8. Engineering, configuration and documentation.9. Examples of migration.10. Migration, process bus perspective.11. Migration, configuration and engineering tools perspective.12. Migration, user’s perspective.

Chapter 5 The impact on the procurement process of a substation automation system1. Main features of the IEC 61850 standard.2. SAS Procurement Process.3. System Integrator (SI).4. Consultancy.5. Process Bus.

Chapter 6 Specification of IEC 61850 based SA systems.1. Reconsideration of SA concepts2. The substation.3. The substation automation system.4. Specification of functions and the related data model.5. Specification of communication.

6. Constraints.7. Migration.8. Formal description of the SA system.9. System integration.10. Project management.11. Maintenance.12. Testing.13. Check list:

A. Single line diagram;B. Process interface;C. Remote interfaces;D. SA functions including performance;E. Site restrictions;F. Pre-qualified devices (if applicable);G. Degree of function integration accepted (if applicable);H. Pre-defined architecture (if applicable);I. Re-use of existing parts (if applicable);J. Functions and function behavior;K. Data model (refer to mandatory, optional, extensions in IEC 61850) or signal list;L. Naming convention (if applicable);M. Communication performance;N. Availability requirements for functions (figures or failure scenarios);O. Time synchronization of IEDs;P. Pre-defined services;Q. Pre-defined architecture (if applicable);R. Access levels and communication security;S. Requirements for migration scenarios;T. Allocation of responsibilities in multi-vendor environment;U. Milestones for project management;V. Maintenance requirements;W. Test requirements for conformance, FAT and SAT.

Chapter 7 Project execution1. Introduction:

A. Move of responsibility & impact;B. Goal of the project process.

2. Quality Assurance:A. Engineering;B. Factory assembly;C. FAT;D. On-site installation;E. SAT;F. Commissioning.

3. Engineering:A. Standard modeling of the substations equipment;B. Generic engineering tools;C. Open method for electronic configuration of IED’s.

4. Testing:A. IEC 61850 Specific testing requirements;B. Test categories;C. Test methodology;D. Tools;

E. Cost of tests.5. On-site activities:

A. Reduction of planned and unplanned outage time

Chapter 9 Findings (Pending of further discussion within the WG)- Many advantages:

- Full support of SAS functions;- Full architecture flexibility;- Openess / interoperability / choice of suppliers;- Universal engineering tools;- Future proof (extendable / reusable).

- Some drawbacks?- Costs?- Equipment availability?- Reliability / security?

- Specification is essential.- Roles of utility / “integrator” / manufacturer have to be understood.- Impact depends on previous experience of utilities in SAS:

- Previous knowledge on SAS specification, purchasing, commissioning, operating and maintaining;

- Previous knowledge in using programmable, multifunctional IED’s.- Migration estrategies may differ:

- Top station level;- Station level devices;- Process bus.

- Expected generalization of IEC 61850: soon? / gradual?

This report is intended to help!

ANEXO III – Apresentação do WG B5.13 – Acceptable Functional Integration in High Voltage Substations – na Reunião Conjunta do AG

B5.01 com o PSRC

ScopeWG B5.13 shall evaluate how far functional integration may be applied to different types of substa-tions aiming to achieve cost reduction, but preserving, and preferably improving the functionality and high reliability standards expected from multifunctional control and protection devices. De-pendability and security associated with each single function shall be taken into consideration in the determination of acceptable degree of integration. The constraints and opportunities related to main-tenance and operations should also be addressed.Three main areas shall be focused on:

• Combination of different protection functions;• Integration of control and protection functions;• Limitations, preferences, reliability and functional integration issues.

Status• Kickoff meeting - June 2005 in Paris;• Working group meeting in Calgary;• Outline of report is ready;• Draft surveys for users and vendors ready;• Final versions of surveys to be completed and sent to P. Hindle by end of September 2005.

Schedule• Meeting in Rome, Italy - 23 - 24 January 2006;• Meeting in Vasteros, Sweden - 22- 23 May 2006;• Meeting in Paris, France - August 2006;• Draft document to be ready by the end of 2006;• Final report and Electra brochure by the end of June 2006.

ANEXO IV – Apresentação do WG B5.18 – Guidelines for the Specification & Evaluation of S/S Automation Systems – na Reunião

Conjunta do AG B5.01 com o PSRC

Scope and ObjectiveTo deliver “guidelines” i.e. an applicable and relevant set of technical, methodological, economical recommendations concerning:

Technical requirements in accordance with the utilities needs and with the industrial of-fer, for a cost effective and realistic implementation;

Project management and substation automation related services requirements in order to help to manage the Substation Automation project, its operation & maintenance;

Weighting and evaluation of requirements in order to help utilities to focus their needs, to assess their project steps, to evaluate and compare tenders.

This work is mainly based on the analysis of the technology’s state of the art, of utilities needs and of first learning acquired on such systems:

Taking into consideration utilities as well as manufacturers points of view; It also takes into account the previous and coming investigations concerning substation

automation; It extends the B5/WG07 (The automation of new and existing substations: why and

how) work concerning substation automation systems features and capabilities; It establishes a coherent and applicable transition with the standard IEC 61850.

ScheduleWG started September 2001;1st draft report August 2004;WG Meeting in Paris September 2004;Telephone conference October 2004;Preparing Synopsis for Calgary November 2004;Prepared and sent out Questionnaire December 2004;Prepare Paper for Calgary March 2005;WG Meeting in Calgary September 2005;Draft report for distribution December 2005;Final report February 2006.

Content OverviewTechnical Requirements:

Basic technical requirements; Information management; System architecture examples.

Project Management and Services: Project management; Services.

Considerations for IEC61850 based SA.Weighting of requirements:

The first stage – specification; The second stage – evaluation and comparison of tenders.

Technical RequirementsBasic technical requirements:

Minimal part that is required to describe a substation automation system;

Following areas are described: Functional requirements – system, supervision, control and protection functions; Maintainability and extendibility; Performance requirements; Environment (thermal mechanical, insulation) and EMC requirements; Dependability (reliability – availability); Environmental requirements. Information management:

Provide information for users outside the substation; Depending on the targeted user, the type and amount of information that needs to be

provided varies; Two main areas for information management can be identified:

Integration of SA with network control; Provision of data to remote users such as protection engineers, operational

and maintenance centers and planning and asset management centers.

Project Management and ServicesProject management:

General organization; Engineering phase; Deployment phase; Acceptance tests (type tests, FAT, SAT, commissioning tests, quality tests).

Services: Contractual aspects, warranties and penalties; Training; Documentation.

Weighting of RequirementsThe first stage – specification:

Technical and functional requirements; Project management requirements.

The second stage – evaluation and comparison of tenders: Fulfillment of requirements; Project specific items; Economic related items; Qualitative evaluation; Overall value.

Highlights and difficulties+ There was always a good progress during the WG meetings and good work done by the actively involved members.+ Major work was done on the chapter of evaluation part, most chapters are now ready for review.+ Good effort was by the contributing members for preparing the paper for the Colloquium in Cal-gary.- Only few members really work actively and many regular members are not able to arrange their participation in the WG meetings or telephone conferences.

ANEXO V – Apresentação do WG B5.03 – Fault and Disturbances Data Analysis, Including Intelligent Systems – na Reunião Conjunta do AG

B5.03 com o PSRC

BackgroundTraditionally, utilities have analysed network disturbances as a way to check and improve system performance.Utilities are pressed by market to become more cost effective.Helped by technology development, utilities have improved the analysis of the increasing amount of information available.Considerable time and expertise are required to process information.Automation is needed.

ScopeIdentify the characteristics of the recording equipment available on the market.Make recommendations in order to optimise the system architectures.Survey approaches and experiences for information processing technologies and applications.

MembersEight regular members: BE, CH, DE, ES(2), RO(2), US.13 Corresponding Members.

DeadlinesStart: 1999, May.Report: 2005.

Status ReportSurvey about actual practices (23 answers from 11 countries).SC B5 2003 Colloquium: Sidney, September 2003:

PS#2: Fault and Disturbance Data Analysis – Special reporter: M. Kezunovic (Regular member of WG B5.03);

WG B5.03 presented 2 papers: “Existing practices for fault and disturbance analysis”; “Future trends in utilizing advanced technologies for fault and disturbance data anal-

ysis”.Final draft submitted to SC B5 for comments by 15th September 2005:

Chapter 1. Introduction; Chapter 2. Recording Equipment; Chapter 3. System Architecture; Chapter 4. Applications; Chapter 5. Future Trends; Annex I. Survey Summary.

Final report by 15th December 2005.

ANEXO VI – Apresentação do WG B5.09 – Remote On-Line Management for Protection and Local Control – na Reunião Conjunta do

AG B5.03 com o PSRC

Details of progress, highlighting positive issues and difficultiesThe first meeting was held in Madrid, Spain. A list of topics was developed and specific assignments were given to members to write a synopsis of the topics.The second meeting was held in Weston, Florida USA. The result of reviewing all synopses of assigned topics was to reorganize the outline for the technical brochure, and form teams for writing assignments. Coordination with WG B5.20 was also established and the outline now provides a good basis for cross-referencing the work of both groups.The third meeting was held in Lisbon, Portugal. A first draft of the technical brochure was reviewed, and resolution of comments will be used to prepare Draft 3. Work has been accelerated and B5.09 should complete their work in 2006, a year ahead of schedule.The fourth meeting was held in Calgary, Canada. A second draft of the technical brochure will be prepared using the contributions from this meeting. Draft 2 will be submitted for B5. Review. A first draft of a summary paper was reviewed and resolution of comments will be used to prepare a paper for Electra.

ANEXO VII – Apresentação do WG B5.19 – Protection Relay Co-Ordination – na Reunião Conjunta do AG B5.03 com o PSRC

Members

Activities

The Questionnaire about Protection Schemes and their CoordinationWe enforced the questionnaire about protection scheme and coordination between protection relays in January, 2005, to WG members of 13 countries.We have gotten answers from 15 organizations of 7 countries as of August, 2005.The final report will be described based upon the result of the questionnaire.

Report Contents1. Introduction2. Protection Schemes2.1 Classification of Protection relay2.2 Practice of Fault Clearance Protection2.3 Practice of SPS 3. Coordination between protection relays3.1 Necessity of Coordination3.2 Approach to coordination between protection relays 4. Examples of unsuccessful coordination5. Progress of a large scale blackout6. Appendix – Summary of Questionnaire

Concept of Protective ZoneProtective zone means the zone that the protection relay should detect the fault as the internal fault.There are two kinds of the relays according to its principle: the one is that its protective zone is clear, and the other is that it is unclear. The protective zone of the former is the zone which is sur-rounded by the CT at the local end and the CT at the remote end. The latter is generally not direc-tional.

Example 1(1) – Miscoordination Between Overcurrent RelaysA fault occurred in the 33kV of H line in October, 1988, while the other transformer was out of op-eration at W S/S.Time of overcurrent relay OC-1 was set at shorter time than that of OC-4. The miscoordination caused the expansion of blackout besides the blackout of H line.

Next MeetingDate: next April in 2006.Location: to be chosen.Agenda: first draft and result of the questionnaire.

ANEXO VIII – Apresentação do WG B5.20 – New Trends for Automated Fault and Disturbance Recording and Analysis – na Reunião Conjunta do

AG B5.03 com o PSRC

BackgroundData integration and information exchange are critical aspects of analysis.Standardization should dramatically facilitate development of systems for automated analysis.Introduction of new automated analysis functions will facilitate full use of IED data.

ScopeSpecify requirements.Identify new technologies of interest.Define new applications.Discuss new deployment requirements.Suggest new areas for standardization.

MembersFive regular members: US, FR, IT, NO, ES.Three Corresponding members: BR, SC, ZA.

DeadlinesStart: 2005, June.Report: 2008.

Status ReportNeed to get responses from CH (Member name) and MY (will it contribute a member) regarding possible Members.Coordination with other WGs:

Draft of Final Report from WG B5-03; Draft of Final Report from WG B5-09.

Final Project OutlineChapter 1. Objectives.Chapter 2. Present Status.Chapter 3. Future Needs.Chapter 4. Future Analysis Solutions.Chapter 5. Implementation Constraints.Chapter 6. Phased Implementation.Chapter 7. Upgrade management. Final Report by 15th December 2008

ANEXO IX – Apresentação do WG B5.21 – New Local Protection and Control Approaches to Minimise Impact of System Disturbances – na

Reunião Conjunta do AG B5.03 com o PSRC

ScopeExplore the worldwide experiences of local protection and control to prevent and minimize the im-pacts of large disturbances and identify improvement opportunities by application of new technolo-gies:

Experiences, best practices and limitations of applications and schemes; Power System Analysis – interaction between load, frequency and voltage during power

system abnormal situations; Improvement opportunities based in new application of digital algorithm, digital relays

and SAS; Application guide (setting criteria, testing, etc.); Future development.

WG B5.21 Workshop 2005Title: “Worldwide Utility Experience In Exploiting Localized Protection and Control Technology To Minimize Impact Of Large Power System Disturbances.”Venue: Le Meridien Hotel, KL Sentral, Kuala Lumpur, Malaysia.Date: 16 – 17 August 2005.Organisors: MNC-CIGRE & Tenaga Nasional Berhad.Attendance: 70 people.Participating Countries: Malaysia, Sweden, Indonesia, China, Singapore, Norway, Thailand and Australia.Topics:

Brief description of power system network; Under-frequency load shedding; Under-voltage load shedding; On-load tap changer (OLTC); Feeder overload protection; Auto-reclose (AR); Local system restoration; Dynamic system conditions.

Areas of InterestUsing df/dt setting to further improve under-frequency load shedding performance.Optimum implementation of under-voltage load shedding.OLTC coordination issues and related application for generator-transformer.Criteria, setting and coordination of feeder overload protection.Defeating Zone 3 of distance protection to prevent tripping during overloading conditions.Auto-reclosing performance during cross-country faults.Correct coordination of pole-slip settings between generator and line protection schemes.Dynamic behaviour of gas turbines and their protection during system disturbances.

Proposed ActivitiesWorkshop (Part I) in Malaysia: 16-18 August 2005.Technical survey/brochure on subject matter: December 2005.First WG B5.21 meeting in Malaysia: April 2006.Workshop (Part II) in France: June 2006.

Second WG B5.21 meeting in France: June 2006.First draft of WG report: December 2006.Third WG B5.21 meeting: June 2007.Final draft of WG report: December 2007.

ANEXO X – Apresentação da TF B5.04 – High Impedance Faults – na Reunião Conjunta do AG B5.03 com o PSRC

BackgroundTraditionally, High Impedance Faults (HIF) have been an issue for Distribution Networks only.In the last years research has been carried out mainly for USA and compensated networks.There is no world wide study in this subject and very few references regarding HV and EHV.Personal safety issues are becoming of increasing importance.

ScopeGather world-wide information about practices and experiences in order to asset users in perfor-mance optimization of HIF protection and identify new requirements of protection relays.

MembersFive members: FF (2), DE, CZ/Sl, ES.

DeadlinesStart: 2005, May.Report: 2006.

StatusBasic structure of the report defined as follows:

Frequency of HIF events in MV, HV and EHV (Jean Luc Chaneliere and Iñaki Ojan-guren);

World-wide practices, experiences and limitations of electrical utilities in MV,HV and EHV networks taking into account the different grounding methods. (Jean Luc Chane-liere and Iñaki Ojanguren);

HIF detection methods: On going research and commercially available devices (Gustav Steynberg and Jean-Louis Carel);

CIRED (Iñaki Ojanguren); New requirements for HIF detection, new developments and future trends; Possible areas of interest for CIGRÉ.

Survey for Chapters 1 and 2, already launched.Chapter 3 under work.Chapters 4, 5 & 6 postponed until previous work is done.

ANEXO XI – Contribuições Apresentadas no Colóquio de Calgary

TP 1 – Questão 1 – Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS): Widely applied in Brazilian interconnection transformers since the

mid seventies, regardless of thermal considerations;

A conservative procedure to minimize loss of useful lifetime;

Currents above 150 % of rated value lead to trip in 20 s;

Currents above 200 % of rated value lead to trip according to a time dependent curve matched to the transformer capability char-acteristic;

Conceived to perform preventive load shedding;

Performance evaluation has been done under the load conserva-tion viewpoint – an objective criterion.

TP 1 – Questão 6 – Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL): The delay in implementing advanced control and monitoring func-

tions for transformers – a Brazilian perspective:o Lack of commands or weak economic signals to motivate

the Transmission Operators to equip their old transformers with these recent technologies or to motivate them to stress their new transformers to a limit that could not be handled by traditional functions and conservative settings,

o Protection, SCADA and Equipment Management teams are not close enough (from a technical perspective) to have clearly defined responsibilities in this matter;

The initiative of CIGRÉ SC B5/BR Committee to organize a local joint Seminar, gathering the B5, C2 and A2 people, on the matter of Protection, Control and Monitoring of power transformers.

TP 1 – Questão 7 – Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS):

Second and fifth harmonics restraining method is the most used in Brazil - The blocking method is not well accepted;

The Brazilian Grid Code specifies the use of hardware redun-dancy, but there is no special requirement to use relays from dif-ferent manufacturers;

It is very important to know how the relay will perform, but it is not expected that users need to select the algorithm;

Standards for transformer differential protection could be im-proved if they established more detailed functional tests.

TP 1 – Questão 8 – Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil): The present practice in Brazilian utilities for power transformer

protection according network procedure from National Operator of the System (ONS) is used differential protection Main 1 and Main 2 (redundancy) and backup by overcurrent, particularly for the secondary of the interconnection transformer it is practice ap-plied the voltage restriction or controlled overcurrent protection (ANSI 51V) because in the most of cases the fault current is very close of the load current because the system conditions are long line, weak source and fault with high fault impedance.


In Brazil there are reports of accidental relay setting changes caused during information retrieving – this is a security concern too;

Security may be enhanced not only on the tools side, but also in IED operational systems;

In our opinion, much could be learnt from commercial systems security experience (e.g.: bank automation systems);

Use of open source software may be attractive to equipment manufacturers.


Brazilian experience with protection of series compensated lines has been conducted in a one by one approach;

Extensive tests has indicated changes in the protection logic or refinements of settings;

There are needs for the development of tools to perform easier settings and adjustments to the logic, without so many simulation tests;

One simple example presented in Paper 302 can be used as an initial approach.

TP 3 – Questão 4 – Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL):

The opportunities brought by digital technology to link relay mod-els to platforms as MATLAB, EMTP/ATP, EMTDC etc.;

The Brazilian experience in the development and use of a more focused tool (RSim), specifically designed to “assemble” a com-plete virtual relay from pre-defined graphical objects:o Excellent results for a few particular relays for which we had

sufficiently detailed information,o The possibility for manufacturers to offer the level of infor-

mation users need for realistic dynamic simulations, without jeopardizing legitimate industrial rights concerns,

o The lack of information as a factor that limits the use of these powerful platforms;

The proposal for users and manufacturers to seek and define the delicate balance between the needs of the users and the indus-trial rights concerns of the manufacturers.

TP 3 – Questão 6 – Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS): Many problems with weak infeed protections recently reported -

most of them related to incorrect tripping;

Difficulties on how to evaluate the temporary creation of weak terminals during major disturbances and most of all along the restoring process:o If the disturbance dismantles the system very rapidly, the

creation of temporary weak terminals is not a concern,o If the disturbance has a long duration, there would be a high

degree of unpredictability on the identification of weak termi-nals,

o Even with previous studies and operative instructions on what should be the preferred restoration corridors, many dif-ferent approaches are used according to post-disturbance conditions and the operators’ behavior, so more weak termi-nals than the predefined may arise;

Role of Brazilian ISO in weak infeed issues.

TP 3 – Questão 8 – Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil): Regarding the question about certification relay before applying

these to series compensated lines, all the Brazilian utilities spec-ify for HV/EHV system that the relay must be to running tests model in real time digital simulation (RTDS) particularly to verify the behavior and performance of the relay in case of long lines series compensated both ends, high fault resistance, parallel lines and adjacent, weak source and improve and optimized the settings before put in service.

TP 3 – Questão 12 – Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS): UPFCs have not yet been installed in Brazil, but there are about

6 years experience with TCSCs;

Specification, setting and RTDS testing showed that working upon the worst condition is OK;

For new kind of FACTS we will previously evaluate the most drastic conditions before specifying;

Standardized models may be a concern;

Possible action to be included in the report under way by WG B5.10;

Role of an ISO in FACTS applications.

ANEXO XII – Criação de Novos Grupos de Trabalho e Forças-Tarefa

Título Origem Votos MembrosManagement of Protection Relay Settings

AG3 AG4

16WG

B5.01

UK(Conv), MY®, UK®, NO®, NL®, KO©, BR©, AR©, CN©, US©, AU©, ES©, PL©, FI©, BE©, ZA©

Applications for protection schemes based on IEC61850

AG1 15 WG

B5.06

FR (Conv), ES®, DE®, FI®, NL®, KO©, CN©, IT©, US©, IN©, AU©, UK©

Functional Testing of IEC61850 based systems

AG1 15 WG

B5.12

CH(Conv), US®, ES®, DE®, NL©, CN©, BR©, IN©, UK©, IT©, FR©

Impact of Renewable Energy Sources & Distributed generation on S/S P&A

AG3 8 WG

B5.14

ES(Conv), NO®, FR®, PT®, NL®, UK©, DE©, BE©, GS©, KO©

Protection, control & monitoring of shunt reactors

AG2 7 WG

B5.17

Conv, CA®, RO®, SE®, GS©, US©, IN©, NO©, ZA©

Wi-Fi Protected Access for P&A AG3 6 WG

B5.22

US(Conv), CA®, ES®, FR(?), BR©, CA©, US©

Protection system performance: a common approach concerning defi-nitions and database structure

AG4 7TF

PT(Conv), BR©, NL©

Innovative maintenance strategies de-tailing advantage of new IED & S/S functionalities

AG1 6 FR®,

Use of single failure criterion in de-signing P&C systems

AG2 6 RO®, SE®, BR©, IN©

Convenção:® - Membro Regular;© - Membro Correspondente

ANEXO XIII – Propostas de Criação dos Novos Working Groups Sugeridos pelo AG B5.01

PROPOSAL FOR CREATION OF A NEW WORKING GROUP

WG B5.12 Name of Convenor: To be defined (CH)

Title of the Group: Functional Testing of IEC61850 Based Systems

Scope, deliverables and proposed time schedule of the Group:

Background:The on going work within WG B5.11 – The Introduction of IEC61850 and its Impact on Protection and Control within Substations indicates the need of specific definitions on how to perform and evaluate the results of functional tests of IEC61850 based systems. Such evaluations are beyond the WG B5.11 scope and time schedule.

Scope:WG B5.12 shall report on how functional testing shall be performed in IEC61850 based systems. The report shall cover functional testing from IEDs to overall systems.Six main areas shall be focused:1. Functional testing of IEC61850 based IEDs;2. Distributed application testing;3. Overall system testing;4. Use of SCL (Substation Configuration Language) for the testing;5. Test system requirements and definitions;6. Testing considerations to be taken into account in the specification.

Deliverables:Technical brochure with summary in Electra.

Time Schedule:Start: January 2006 Final report: 2009Comments from Chairmen of SCs concerned:

Approval by Technical Committee Chairman: Date:

PROPOSAL FOR CREATION OF A NEW WORKING GROUP

WG B5.06 Name of Convenor: D. Tholomier (FR)

Title of the Group: Applications for Protection Schemes Based on

IEC61850

Scope, deliverables and proposed time schedule of the Group:

Background:The on going work within WG B5.11 – The Introduction of IEC61850 and its Impact on Protection and Control within Substations indicates the need of some specific evaluations concerning the consequences of the new standard on the protection schemes, once these schemes typically interact within and outside the substation. Such evaluations are beyond the WG B5.11 scope and time schedule.

Scope:WG B5.XX shall report on how protection schemes shall be implemented according to IEC61850, within and outside the substation.Four main areas shall be focused:1. Requirements;2. Implementation for existing protection schemes;3. New applications;4. Applications within and outside the substation.

Deliverables:Technical brochure with summary in Electra.

Time Schedule:Start: January 2006 Final report: 2009Comments from Chairmen of SCs concerned:

Approval by Technical Committee Chairman: Date:

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