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MODELAGEM FASORIAL DINÂMICA DE PROTEÇÃO EM LINHAS DE TRANSMISSÃO EM

UM SIMULADOR DE GRANDES PERTURBAÇÕES

Rodolfo Elias de Castro e Almeida

Orientador: Prof. Mauricio Campos Passaro

Instituto de Sistemas Elétricos e Energia (ISEE)

Resumo – Este trabalho apresenta a modelagem e

implementação de um simulador para treinamento de

operadores visando a proteção de linhas de

transmissão do sistema elétrico. Com o intuito de

reproduzir o Sistema Interligado Nacional (SIN)

utilizou-se das filosofias de proteção e dos

procedimentos de rede do Operador Nacional do

Sistema Elétrico (ONS). Para esclarecimento da

ideia, abordam-se, as topologias do SIN e as

principais funções para proteção de linhas, assim

como os métodos para detecção de falta. Alguns casos

são simulados para mostrar o funcionamento do

simulador e sua potencialidade quanto a distúrbios

inerentes ao sistema elétrico, curto-circuitos.

Palavras-Chave: curto-circuito, linhas de

transmissão, proteção, simulador, SIN.

I - INTRODUÇÃO

A geração de energia elétrica no Brasil começou em 1883 com o início da operação da

primeira usina hidrelétrica do país, localizada no

Ribeirão do Inferno, afluente do rio Jequitinhonha, na

cidade de Diamantina. Apenas em 1889 entrou em

operação a primeira hidrelétrica de maior porte no

Brasil, Marmelos-Zero da Companhia Mineira de

Eletricidade, em Juiz de Fora – MG [1]. Estavam

andados os primeiros passos para o país vir a ter um sistema hidrelétrico dos mais complexos e eficientes de

todo o mundo. O baixo custo de operação propiciado

pela hidroeletricidade incentivou a expansão deste tipo

de geração ao longo do século XX até hoje.

Com o advento do aumento populacional e o

crescimento econômico do novo país chamado Brasil,

cada vez mais se fez importante à necessidade de

energia elétrica. A partir de 1900 o Brasil começou a

criar uma estrutura energética com grandes usinas,

órgãos administrativos, comitês de distribuição e em

dezembro de 1997 foi criada a ANEEL, Agência

Nacional de Energia Elétrica, com o objetivo de regular, fiscalizar, implementar políticas e estabelecer

tarifas para o Setor Elétrico Brasileiro [2].

Com o crescimento da carga demandando o

aumento regular do número e da potência de unidades

geradoras, cada vez mais a distância se tornou um

desafio para a transmissão de energia, visto que nossa

opção por usinas hidráulicas impôs a exploração de

grandes rios cada vez mais distantes para geração de

energia elétrica.

Nas décadas de 60 e 70 foram instalados

grandes sistemas de transmissão. Na chamada “década perdida” (anos 80), a entrada em operação da

Hidrelétrica de Itaipu e seus sistemas de transmissão

em corrente contínua em ±600 kV e em corrente

TRABALHO FINAL DE GRADUAÇÃO

OUTUBRO/2016

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

ENGENHARIA ELÉTRICA

2

alternada em 765 kV assegurou o atendimento da

expansão que a carga pôde ter naquelas condições

econômicas. Então a Interligação Sul-Sudeste em 500

kV dava início a melhores condições operativas em

função da alternância dos regimes hídricos de ambas as

regiões, fazendo com que as linhas de interligação

passassem a figurar como geradores virtuais para a

região que estivesse em carência energética sazonal

devido ao período seco do ano. No início dos anos 80, também as regiões Nordeste e Norte passaram a

usufruir de interligação em 500 kV. Ao fim da década

de 90 e ao longo do terceiro milênio, novas usinas

hidráulicas impuseram a transferência de energia de

longa distância entre regiões do Brasil como a

transmissão Norte-Sudeste e Nordeste-Sudeste, bem

como a expansão das interligações Norte-Nordeste e

Sul-Sudeste [1].

Na presente década o Brasil vem consolidando

a expansão do Sistema Interligado Nacional (SIN) até

as mais remotas cargas do Noroeste e as quase que derradeiras explorações hidrelétricas possíveis no

Noroeste e no Norte. A operação interligada – o

espírito do SIN – tem sido bem-sucedida a ponto de

sobrepujar condições hidrológicas e econômicas

particularmente adversas, evitando-se um racionamento

de energia elétrica.

Uma vez que as linhas de transmissão aéreas

são expostas a todo tipo de intempéries e outras ações

danosas às fazem suscetíveis a frequentes curtos-

circuitos, daí vem a relevância das respectivas

proteções. Em 2014 a Rede Básica e a Rede de Operação sofreram cerca de 6.000 curtos-circuitos [3] e

os consumidores em pouco ou nada foram afetados,

graças à eficácia das proteções.

Assim, conforme Mamede [4], como a maioria

das transmissões de energia elétrica no Brasil são feitas

por linhas aéreas muito susceptíveis a falhas sejam

estas naturais ou humanas, pois estão totalmente

expostas à ação do tempo, manter sua disponibilidade

em níveis otimizados é uma missão que se encara como

desafio diário. Uma necessidade básica dos sistemas

elétricos foi criar uma proteção que poderia religar uma

linha para manutenção ou retira-la de operação no caso da incidência de descargas atmosféricas, vendavais,

queimadas e ações humanas [4].

Com o intuito de minimizar os efeitos destes

defeitos as linhas de transmissão começaram a ser

protegidas ao longo de seu percurso e em suas

extremidades através de cabos-guarda, para-raios e

disjuntores associados a relés de proteção [4].

Um sistema elétrico como o SIN supera

inúmeras contingências, mas inevitavelmente pode

sucumbir diante das perturbações de grande porte que

se propagam por meio do efeito cascata ou efeito dominó. Os operadores dos Centros de Controle desde

o Centro Nacional, os Centros de Geração, os Centros

de Transmissão até o menor Centro de Distribuição são

treinados para fazer o humanamente possível para

minimizar as consequências (propagação) e para

restabelecer a volta ao serviço de todo o SIN

(recomposição). Este tipo de treinamento pode vir a ser

aperfeiçoado por meio do desenvolvimento de um

Simulador de Grandes Perturbações e de

Recomposição, graças ao advento de ferramentas

poderosas de engenharia como o programa Organon*.

Diante de tal cenário de perspectiva de

pesquisa e desenvolvimento de um simulador

revolucionário em sua concepção e prático como

requerem os operadores, pensando na ação diuturna de zelar pela disponibilidade de energia elétrica no Brasil,

este TFG se propõe a prover diversos modelos de

funções de proteção de linhas de transmissão que

reproduzam acuradamente o desempenho de todos os

relés eletromecânicos, estáticos e digitais, bem como

todos os IEDs (Intelligent Electronic Devices) em

serviço no país.

II – REFERENCIAL TEÓRICO

Estudiosos da área econômica correlacionaram o

desenvolvimento de um país com o consumo per

capita de energia elétrica e o seu respectivo índice de

crescimento. Esta correlação vem do fato do consumo

estar ligado diretamente à produção industrial e ao

poder aquisitivo da população. Com o aumento da população e do desenvolvimento econômico, torna-se

prioritário o aumento da potência disponível (instalada)

na matriz energética do país [8].

Inúmeras fontes comercias de energia elétrica

estão em uso no mundo. Cada país, devido a suas

topologias geográfica, hidrográfica e eólica, escolhe as

fontes a serem instaladas levando em consideração o

custo de produção e o retorno do investimento. Para

um aproveitamento hidroelétrico viável, como é o caso

do Brasil, as condições geográficas e hidrográficas que

em geral localizam-se longe dos centros de consumo levam à necessidade de transportar a energia elétrica

através das linhas de transmissão (LTs) [8].

Existem duas modalidades para transmissão de

energia elétrica: por corrente contínua e por corrente

alternada. Ambas são adequadas para a transmissão a

longas distâncias e a opção técnico-econômica entre

elas é uma decisão tomada no planejamento de longo

prazo da expansão do sistema elétrico. No Brasil já há

dois elos de corrente contínua em alta tensão (HVDC

links), mas o Sistema Interligado Nacional (SIN), como

todos os seus congêneres, é em corrente alternada da

geração até a carga [8], [4]. As linhas de transmissão também podem ser

aéreas ou subterrâneas. Neste trabalho serão

mencionadas as aéreas, pois são os componentes do

sistema elétricos mais susceptíveis a incidência de

agentes externos, tais como: descargas atmosféricas,

queimadas, crescimento da vegetação na faixa de

servidão, vendavais, ações humanas acidentais e

vandalismos. Acresce que as linhas de transmissão

também podem sofrer problemas como trinca, quebra

ou poluição das cadeias de isoladores, ruptura de

condutores ou cabos para-raios (fios ou cabos de guarda), que são inerentes às suas características

3

construtivas e condições de manutenção. A ocorrência

de um destes eventos dá origem a um curto-circuito,

cujas consequências podem conduzir ao mero

desligamento automático da LT ou a uma perturbação

em larga escala, dependendo das condições

prevalecentes no sistema elétrico naquele momento [4].

Cabe citar que a modelagem da função de

proteção diferencial pode ser utilizada para linhas de

transmissão subterrâneas. A engenharia de linhas de transmissão aéreas trata

de criar meios de prevenção de ocorrência de curto-

circuito, bem como cuida de desligar automaticamente

a linha defeituosa e, se viável, prover religamento

automático rápido. A prevenção da ocorrência de curto-

circuito baseia-se em características construtivas

adequadas como torre típica, faixa de servidão, cabos

para-raios, baixa resistência de pé de torre, cabo

contrapeso (counterpoise) entre outros. Uma vez

submetida a um curto-circuito, a LT deve ser desligada

automaticamente no mínimo tempo possível, ação ao encargo dos relés de proteção (sensores e atuadores) e

dos disjuntores (equipamentos de manobra capazes de

interromper a corrente de curto-circuito) [4], [3].

Os elementos da proteção (relés e disjuntores) têm

por função retirar uma linha de operação

automaticamente em meio a um defeito (curto-

circuito). A atuação da proteção deve atender aos

seguintes requisitos básicos: velocidade de atuação,

sensibilidade, confiabilidade, compatibilidade

eletromagnética e automação (em harmonia com o

controle local) [4], [9]. Os dispositivos de proteção (relés ou IEDs)

contêm as funções adequadas a cada tipo de

componente protegido (barra, linha, transformador,

unidade geradora e outros equipamentos). As principais

funções de proteção de linhas de transmissão a serem

implementadas (modeladas) no trabalho, conforme

norma ANSI são:

21-Proteção de distância

87- Proteção diferencial longitudinal

59- Proteção para sobretensão

Por meio da função 21 podem ser implementados

vários esquemas (lógicas) de teleproteção com o fito de

assegurar proteção sem retardo intencional para curto-

circuito de qualquer tipo em qualquer ponto da LT [4].

Na proteção de linhas de transmissão a função

mais utilizada no Brasil é a de distância (21) devido ao

grande comprimento das linhas. Essa função utiliza os

valores de tensão e corrente das linhas medidos através

de TPs e TCs e assim obter características de operação

baseadas em valores de impedância. Este valor medido

pelo relé está diretamente ligado ao ponto de falta associado à linha, que nada mais é que uma fração da

impedância de sequência positiva existente entre o relé

e o defeito [4].

A função de distância tem suas características de

operação expressas no plano R-X, ou diagrama polar.

As características de operação são implementadas por

meio de figuras circulares e/ou retilíneas com as quais

são definidas no diagrama R-X regiões finitas de

atuação das subfunções de distância, como, por

exemplo, as zonas de proteção. A decisão de operação

do relé está ligada à área finita de atuação, na qual a

impedância medida venha se localizar. Caso a

impedância medida não esteja no interior de nenhuma

das características de operação, o relé não opera [4],

[9]. Até meados do século passado os sistemas

elétricos operavam individualmente, mas a expansão da

carga e a necessidade de uma maior confiabilidade do

fornecimento de energia elétrica conduziram a uma

interligação dos sistemas individuais. O SIN é

constituído de grandes interligações como a Norte-

Sudeste, Nordeste-Sudeste, Norte-Nordeste e Sul-

Sudeste que ligam um extremo do país ao outro e

interligações entre subsistemas regionais onde há

necessidade do transporte de energia devido às

condições hidrológicas sazonais [8], [4]. Os problemas inerentes ao comportamento

transitório das máquinas rotativas levaram à criação de

modelos dinâmicos para estudos de estabilidade

angular e de tensão. Estes modelos são descritos por

um conjunto de equações normalmente não lineares

onde algumas das variáveis são: velocidade angular,

frequência, corrente e tensão [10].

Através de métodos de linearização é possível que

os modelos encontrem as equações de estado de um

sistema de potência. A função destes modelos

dinâmicos é encontrar um ponto de equilíbrio, ou seja, um ponto em que todos os elementos ativos consigam

operar em sua determinada frequência e com

estabilidade, sem causar danos ao sistema [10].

Para a incorporação de funções de proteção a um

simulador da dinâmica do sistema elétrico são

necessários algoritmos de curto-circuito e de análise de

resposta transitórias. Com a disponibilidade destes

algoritmos no programa Organon, iremos desenvolver

um simulador por modelagem fasorial para

perturbações de grande porte. Sendo o programa que o

Operador Nacional do Sistema (ONS) utiliza para

controle do SIN estaremos utilizando de uma ferramenta muito confiável para testes e análises.

O Conselho Internacional de Grandes Sistemas

Elétricos (CIGRÉ) publicou em sua revista Electra do

mês de dezembro de 2015 que as redes elétricas estão

para ter grande mudança na geração distribuída,

aumento da eficiência e capacidade além de mencionar

que “É obvio que a automação da operação das redes

irá continuar a crescer em importância” [11].

Dentre os desafios e soluções mencionados na

área da proteção e automação pela revista, alguns estão

sendo analisados e discutidos neste trabalho como; proteção para faltas, controle de tensão em unidades

geradoras, sincronismo do sistema e comunicação.

“Como já realizado no passado, sistemas de automação

e proteção irão suportar a evolução da rede” [11].

4

III – METODOLOGIA CIENTÍFICA

Este TFG é voltado essencialmente para a Rede

Básica, mas é também aplicável às LTs de menores

níveis de tensão A Rede Básica aqui considerada é a

vigente no SIN, sendo constituída por linhas de

transmissão de níveis de tensão de 230 a 750 kV

operadas por dez concessionárias de serviço público de

transmissão administrando um total de 125.640 km de

LTs [12]. A Figura 1 apresenta os percentuais

correspondentes aos níveis de tensão:

Figura 1: Distribuição das Linhas por Tensão

Com o objetivo de assegurar que a modelagem se

aplica igualmente a todas as tecnologias de

implementação de sistemas de proteção

(eletromecânica, eletrônica de estado sólido e digital

numérica), o ferramental a ser utilizado consiste de comparadores de sinais elétricos. Os comparadores

utilizados no trabalho são de amplitude e de fase tipo

cosseno [14].

Comparador de Amplitude: Quando o módulo do

sinal de operação (SO) for maior que o módulo do sinal

de restrição (SR) multiplicado pela declividade (%) s,

haverá sinal de disparo para o disjuntor.

Comparador Cosseno: Este comparador trabalha

com sinais de tensão (S1 – operação – e S2 –

polarização) que variam conforme a perturbação

imposta ao sistema, a característica de operação está

ligada ao ângulo entre os sinais:

Operação

Apresenta condição ótima de operação quando

.

Não Operação

Possui condição ótima de restrição quando

As principais funções utilizadas no Brasil e que

serão abordadas neste trabalho são:

Proteção de Distância [14]

A proteção de distância (21) é a função mais

amplamente utilizada no Brasil para linhas de transmissão. Na qualidade de proteção gradativa, sua

implementação é feita por zonas de atuação

determinadas pelos respectivos alcances [4]. A Figura

2 descreve a essência da aplicação dessa função às

LTs:

Figura 2- Esquema de Três Zonas de Distância

Zona 1 – Atua sem retardo intencional para

faltas garantidamente internas à LT protegida.

Devido aos erros decorrentes de imprecisões

nas impedâncias da linha, nos transformadores

de potencial e corrente em regimes

permanente e transitório, bem como nos

próprios dispositivos da zona um em ambos os

regimes citados, seu alcance resulta inferior ao

comprimento total da linha, deixando

descoberto o trecho junto ao terminal oposto.

Zona 2 – Atua com retardo intencional para faltas internas à LT, visando cobrir o trecho

final não protegido pela zona um. Devido aos

erros decorrentes de imprecisões nas

impedâncias da linha, nos transformadores de

potencial e corrente em regime permanente,

bem como nos próprios dispositivos da zona

dois também em regime permanente, seu

alcance resulta superior ao comprimento total

da linha, o que implica em temporização para

assegurar as proteções de componentes

adjacentes. Zona 3 – Atua com retardo intencional para

faltas externas à LT em questão, devendo

detectar curtos-circuitos na extremidade

remota da LT adjacente eletricamente mais

longa. Esta implementação como retaguarda

remota num sistema elétrico de fontes

múltiplas pode ser inviável em função da

necessidade de discriminar o carregamento

máximo.

42%

8% 5%

33%

10% 2%

Linhas de Transmissão [kV]

230

345

440

500

600 (CC)

TEMPO

ZONA 1

ZONA 2

ZONA 3

T2

T3

Z1

Z2

Z3T3

T20

0

1 TRIP

TRÊS CONJUNTOS

DE UNIDADES

DE MEDIDA

5

Proteção Diferencial Percentual Longitudinal [14]

A proteção diferencial (87) tem por objetivo a

comparação de sinais (módulo e ângulo) das correntes

das extremidades da linha intercambiadas por um

sistema de comunicação (teleproteção). A função

diferencial é, por excelência, a mais adequada à

implementação de proteção unitária [4]. A Figura 3

resume esta filosofia de proteção unitária:

Figura 3- Função Diferencial Percentual Longitudinal

IV – FERRAMENTAL PARA A MODELAGEM

Proteção de Distância

Como a função 21 apresenta características de

operação variáveis no diagrama polar (R-X), a

modelagem será feita sem depender de verificação geométrica para a decisão de sua atuação. Assim, a

modelagem consistirá em uma única equação de

resultado escalar a ser comparado com os alcances das

N zonas em pu do comprimento da linha.

Em decorrência do estágio de desenvolvimento

atual do Organon para superposição de curto-circuito,

as funções de distância são modeladas exclusivamente

para a componente simétrica de sequência positiva.

Esta é a única peculiaridade (temporariamente)

restritiva quanto aos modelos das funções de distância

e diferencial percentual longitudinal. Por outro lado, este TFG é bastante inovador ao

modelar a função de distância de característica mho por

intermédio do conceito de localização de falta descrito

em [13]. Uma vez que a característica mho para um

dado tipo de defeito é variável [14] (assim como a

quadrilateral), conforme mostra a Figura 4, a

modelagem convencional implicaria em verificação

geométrica para cada condição de falta:

Figura 4a- Característica para Falta à Frente

Figura 4b- Característica para Falta Reversa

Figura 4- Característica Mho Variável

Nunca é demais mencionar que, para uma dada

zona (um dado alcance), a característica de operação

varia em função dos seguintes fatores de influência:

tipo de curto, tensão de polarização, localização da

falta interna ou externa, impedância da fonte (ZS) medida pelo relé, impedância de transferência entre os

terminais da LT, fluxo de potência pré-falta, resistência

de falta (havendo fluxo pré-falta). Por exemplo, para

uma falta em uma dada localização, fixados os demais

fatores haverá uma característica correspondente;

qualquer variação isolada ou conjunta dos demais

fatores implica em outra característica devido à

variação de ZS. Mesmo dispondo da equação abaixo,

determinada por Ordacgi e Sollero [15], para

determinação acurada de ZS, o dispêndio de capacidade

e rapidez de processamento seria inconveniente por

excessivo:

No caso de um modelo de sequência positiva com polarização por ação de memória, como neste TFG, a

equação passa a ser:

Portanto, é muito mais prático empregar a

equação que se segue, onde o resultado escalar

adimensional “r” pode ser comparado com os alcances

das N zonas em pu ou % do comprimento da linha:

COMPONENTEPROTEGIDO

RTC RTC

87 I

IS1 IS2

IRESTRIÇÃO

s

I

OPERA

NÃO OPERA

IP1 IP2

IRESTRIÇÃO

R

XZR

ZS

ZMEDIDO

S”2

S”1

+90o

-90o

OPERA

NÃO

OPERA

ZMEDIDO

S”2S”

1ZR

ZS

R

XOPERA

NÃO OPERA

6

Proteção Diferencial Percentual Longitudinal [14]

A implementação mais frequente de proteção

diferencial às linhas de transmissão é pelo critério

percentual, que compara uma corrente de operação com

um percentual de uma corrente de descrição. Esse

critério tem sido usado nas tecnologias eletromecânica,

estática e digital A Figura 5 descreve o modelo

empregado neste TFG:

Figura 5- Proteção Diferencial Percentual

A proteção diferencial desenvolvida pela SEL Inc.

[16], única no gênero por trabalhar exclusivamente no

Diagrama Polar [14], também pode ser facilmente

modelada, se necessário. A Figura 6, gentilmente

cedida pela SEL Inc., resume a característica de

operação deste tipo de função 87L:

Figura 6a- Condição de Falta Interna

Figura 6b- Condição de Falta Externa

Figura 6- Proteção Diferencial 311L da SEL Inc.

Teleproteção por Signalling [14]

Uma vez que a aplicação da proteção diferencial

às linhas tipicamente longas do SIN é recente, graças

ao advento da telecomunicação digital por fibra ótica,

as funções 21 e 67N têm sido empregadas para

implementar proteções unitárias, mediante o conceito

de signalling. Este conceito de teleproteção consiste

em intercambiar sinais binários oriundos das unidades

21 e 67N por um sistema de telecomunicação que pode

ser tão simples quanto as Ondas Portadoras em Linhas

Aéreas de Transmissão (OPLAT). Desta forma, podem ser configurados diversos

esquemas (circuitos lógicos) capazes de assegurar a

detecção de faltas internas em qualquer ponto da LT

protegida.

Em suma, a teleproteção (associação das técnicas

de comunicação entre os relés de proteção) é o meio

pelo qual se pode aplicar a proteção unitária a linhas de

transmissão. A modelagem poderá ser feita incluindo

as latências típicas dos sistemas de telecomunicações,

conforme a realidade do SIN [13].

V - ESTUDO DE CASO

Como experimento para o trabalho de conclusão

foi implementado no programa de análise de redes

Organon um sistema de proteção automático para

linhas de transmissão. A implementação das funções se

dá em todos os terminais de linha e suas

parametrizações seguem os seguintes critérios:

Distância – zona 1 alcance de 80% e zona 2

temporizada com alcance de 120% do

comprimento da linha;

Diferencial Percentual – , conforme a Figura 5;

Sobretensão – instantânea com sensibilidade

de 130% da tensão nominal.

Esta modalidade de implementação facilita a

eventual mudança da parametrização para que as funções de proteção reajam de acordo com o necessário

para impor condições dinâmicas específicas ao sistema

elétrico em estudo.

As simulações serão feitas após o estabelecimento

do fluxo de potência do sistema e posteriormente serão

aplicadas algumas perturbações por meio de eventos

dinâmicos como curtos-circuitos em pontos quaisquer

das linhas, de modo a observar o comportamento das

funções de proteção e suas consequências sobre as

condições operativas do sistema elétrico.

O sistema elétrico utilizado para as simulações é o sistema de nove barras desenvolvido por Paul M.

Anderson [17] constituído de três fontes, sendo a barra

1 uma barra Vθ (swing) que controla o balanço do

sistema e outras duas barras PV (geração). As barras

foram implementadas para suprir a demanda de três

cargas localizadas nas barras 5,6 e 8 em um sistema de

I

IRESTRIÇÃO

IMÍN

OPERA

NÃO OPERA

IR1 IR2

S1

S2

SYSX IIΔI

SYSXRESTRIÇÃOIII

Proprietary

311L 311L

L R

IR

IL

1

1= 1=

jb

R

RestrainingRegion

a

a

1

Proprietary

311L 311L

L R

IR

IL

1

-1= -1=

jb

R

RestrainingRegion

a

a

-1

7

transmissão com tensão de 230 kV nas barras PQ

(cargas). A parametrização dos componentes empregou

valores típicos encontrados no SIN. A Figura 7

apresenta o diagrama unifilar do sistema usado neste

TFG.

Figura 7: Sistema de 9 barras (Paul M. Anderson)

Tabela 1: Potências Geradas

P. gerada

(MW)

P. máxima

(MW)

Utilização

(%)

Barra 1 171,32 310,00 55.27

Barra 2 163,00 200,00 81.50

Barra 3 85,00 200,00 42.50

Tabela 2: Cargas do sistema

Tensão

(pu)

Potência

(MW)

Potência

(Mvar)

Barra 5 0.999 125.00 50.00

Barra 6 1.014 90.00 30.00

Barra 8 1.003 200.00 35.00

Parâmetros da simulação

Tempo de simulação - 5s

Função de Distância:

Tempo de atuação do disjuntor - 0,05s

Tempo de atuação de zona 1 - 0,035s

Tempo de atuação de zona 2 - 0,23s

Alcance de Zona 1 - 0,8Z’

Alcance de Zona 2 - 1,2Z’

Função Diferencial:

Tempo de atuação - 0,025s

Nível diferencial de corrente para atuação -

0,3pu

As simulações desenvolvidas neste trabalho tem

duração de cinco segundos, tempo que se notou a

acomodação do sistema em regime permanente.

Como caso base para o trabalho final de

graduação utilizou-se das funções de distância e diferencial para a detecção de faltas ao longo da linha

de transmissão existente entre as barras 7 e 8, linha de

interligação do sistema teste.

Função de Distância

Na utilização da função 21 (distância) aplicou-se

três curtos ao longo da linha para observar o

8

funcionamento e a diferença de atuação entre as zonas

de proteção.

0,1Z’

0,5Z’

99,9Z’

A característica mho foi utilizada para as

simulações envolvendo um curto sólido ( ) no tempo de 0,2 segundos de simulação.

Para análise dos resultados obtidos foram

plotados gráficos de tensões das barras e gráficos das

correntes nos ramos do sistema elétrico. Além dos

gráficos o programa Organon disponibiliza um

relatório de simulação que também será mostrado neste

trabalho.

Curto 1 – aplicou-se um curto a uma distância

de 0,1% da LT próximo a barra 7 (from).

Figura 8: Tensões nas barras

Figura 9: Correntes nos ramos

Figura 10: Resultado de Simulação

Podemos observar nos gráficos 8 e 9 das tensões e

correntes que houve um aumento da corrente nos

ramos adjacentes ao curto (corrente de falta)

proporcionando uma queda de tensão nas barras 7 e 8.

Com a imagem ampliada consegue-se observar a

diferença de tempo de atuação dos disjuntores que tem

comando de disparo em tempos diferentes devido ao

retardo intencional de zona 2.

Com o relatório de simulação da figura 10

podemos observar que o relé de zona 1 da barra 7

(from) que estava perto da falta atuou em 36ms conforme tempo programado, já o relé da barra 8 (to)

conseguiu visualizar o defeito apenas em zona 2 e

enviou sinal de disparo com o retardo intencional em

238ms.

Curto 2 – aplicou-se um curto no meio da linha de

transmissão, ou seja, curto a 50% da LT.

Figura 11: Tensões nas barras

Figura 12: Correntes nos ramos

Figura 13: Resultado de Simulação

Na segunda simulação pode-se observar o

aumento da corrente nas linhas adjacentes ao curto e a

9

queda de tensão nas barras entre o curto conforme

figuras 11 e 12.

Outro ponto importante é que um curto ocorrido

no meio da LT teve atuação de ambas as proteções de

primeira zona sem retardo intencional no tempo de

36ms conforme expressa o relatório de simulação na

figura 13.

Curto 3 – Aplicou-se um curto no final da linha

de transmissão a 99,9% da barra 7 (from) e 0,1% da barra 8 (to).

Figura 14: Tensões nas barras

Figura 15: Correntes nos ramos

Figura 16: Resultado de Simulação

No terceiro curto utilizando a característica de

distância observou novamente o aumento das correntes

de falta e o aumento na queda de tensão das barras

adjacentes a linha do curto-circuito conforme figuras

14 e 15.

Ao contrário do primeiro curto aplicado, a zona 1

da barra 8 (to) observou o defeito rapidamente e enviou

sinal de disparo em 40ms, já a barra 7 (from) que esta

longe do defeito apenas o enxergou através de zona 2 e enviou o sinal de disparo em 239ms, respeitando o

tempo de retardo intencional conforme podemos

observar no resultado de simulação da figura 16.

Função Diferencial

Para exemplificar a atuação da proteção

diferencial aplicou-se um curto sólido ( ) no meio da linha de transmissão entre as barras 7 e 8

no tempo de 0,2 segundos de simulação.

Figura 17: Tensões nas barras

Figura 18: Correntes nos ramos

Figura 19: Resultado de Simulação

Utilizando a característica diferencial pode-se

observar o aumento da corrente de falta juntamente com a queda de tensão nas barras adjacentes ao curto

conforme figuras 17 e 18.

Conforme o resultado de simulação, figura 19,

podemos ver que a ação de disparo foi enviada em

76ms, tempo de abertura do disjuntor somado ao tempo

de operação da característica diferencial de linha (87L).

10

VI – RESULTADOS E DISCUSSÕES

Além do caso teste foram feitas simulações de

aplicação de falta no meio da LT 7-8 utilizando as

funções de distância e diferencial. Em ambas as

características determinou-se o valor limite de

resistência de falta para atuação conforme os

parâmetros de simulação.

Tabela 3: Limites de resistência de falta

característica mho

Distância

(mho)

Resistencia

de Falta (Ω)

Tempo

barra from

(ms)

Tempo

barra to

(ms)

1 4,5 38 38

2 9,5 36 122

3 14 241 327

1) Ambas zonas 1 detectaram o defeito e

enviaram sinal de disparo no tempo

programado

2) Há atuação de ambas as zonas 1, a barra

from detectou o defeito no tempo

estabelecido e a barra to apresentou um

retardo de 86 segundos para detectar a

falta

3) Há atuação de ambas as zonas 2, contudo

a barra to apresentou um retardo de 89

segundos para detectar a falta

Tabela 4: Limites de resistência de falta

característica Diferencial

Diferencial

Longitudinal

Resistência

de Falta [Ω]

Tempo

[ms]

1 26,5 76

2 444 78

3 515 76

4 517 98

5 518 120

6 529 203

Nas simulações de detecção de falta para a

característica diferencial nota-se uma maior

acomodação da resistência de falta. Está que se dá devido à peculiaridade da característica de área infinita

de atuação no diagrama polar (R-X). Pode-se observar

que após o terceiro caso (0,975pu) os tempos de

atuação começam a aumentar indicando o limite de

operação.

Conforme mostrado nos gráficos e nos resultados

de simulações exemplificados no estudo de caso

conseguimos implementar e validar um simulador de

funções para análise da proteção de linhas de

transmissão atendendo os requisitos deste trabalho com sucesso.

VII – CONCLUSÃO

Este artigo apresentou um estudo de

implementação e análise de validação de modelos das

principais funções de proteção de linhas de transmissão a um software de análise de redes em sistemas de

potência (Organon). Os modelos e suas

parametrizações seguem à risca os Procedimentos de

Rede e as Filosofias de Proteção de Linhas [6] [7] do

ONS. Foi possível verificar que as implementações

foram bem-sucedidas com os resultados apresentados

nos resultados de simulação.

As características de operação da função de

proteção de distância são variáveis no tempo (ação de

memória) e em função do ponto de operação do

sistema elétrico, implicando em condições geometricamente diferentes para cada curto-circuito,

quer as características sejam circulares (mho) ou

quadrilaterais. Portanto optou-se por trabalhar com o

conceito de localização de falta (características mho e

de reatância) para não se depender de verificações

geométricas que impõem requisitos elevados de

capacidade e tempo de processamento. O conceito de

localização de falta aplicado aos modelos provê

resultados numéricos escalares e adimensionais que são

comparados com os alcances em pu do comprimento

da linha, diretamente proporcionais à impedância de

sequência positiva do componente. Pode-se concluir que está em curso uma bem-

sucedida ação de reproduzir um sistema de proteção de

linhas de transmissão para uso em um Simulador de

Grandes Perturbações e de Recomposição cada vez

mais fiel às implicações e comportamentos de um

sistema elétrico de potência real como é o caso do SIN.

VIII - AGRADECIMENTOS

Gostaria de agradecer ao meu orientador e toda

a equipe da empresa HPPA pelo tema proposto e toda

ajuda na execução deste trabalho.

11

IX – REFERÊNCIAS

[1]http://www.cemig.com.br/pt-br/a_cemig/Nossa_Historia/Paginas/historia_da_eletric

idade_no_brasil.aspx (21 set 2016).

[2]http://www.aneel.gov.br/a-aneel (21 set 2016).

[3]“Relatório de Análise Estatística de Desligamentos

Forçados Referente ao Ano de 2014–Linhas de

Transmissão”, relatório ONS RE 3/0105/2015 (21 Set

2016)

[4]Livro “Proteção de sistemas elétricos de potência” -

Joao Mamede Filho e Daniel Ribeiro Mamede

[5]Livro “Analysis of Faulted Power Systems” – Paul

M. Anderson.

[6]“Filosofias das Proteções das LTs de Alta e Extra Alta Tensão da Rede de Operação do ONS”, Relatório

ONS RE 3/109/2011 (21 set 2016)

[7]“Filosofias das Proteções das LTs de Tensão

Inferior a 345 kV da Rede de Operação do ONS”,

Relatório ONS RE 3/220/2012 (21 set 2016)

[8]Livro “Transmissão de Energia Elétrica, Linhas

Aéreas – Rubens Dario Fuchs”.

[9]Livro “Power System Relaying – Stanley H.

Horowitz, Arun G. Phadke”

[10]Tese de mestrado “Modelagem de linhas de

transmissão para estudos de transitórios

eletromagnéticos – João Ricardo Ferreira Lemos”

[11]Artigo “Coordination of Protection and

Automation for Future Networks”, CIGRÉ, Electra, M.

Adamiak, V. Leitoff no 283, December 2015.

[12]http://www.abrate.org.br/ (27 Set 2016)

[13]Livro “Modern Solutions for Protection, Control,

and Monitoring of Electric Power Systems” – Editors

H.J. Altuve F., E.O. Schweitzer III, ISBN 978-0-

9725026-3-4.

[14]“Apresentações sobre Proteção de Linhas de

Transmissão” – J.M. Ordacgi F., CEPSE da UNIFEI e

CEPSE da UFRJ.

[15]“Determinação Acurada das Características de

Operação dos Relés Tipo Mho” – R.B. Sollero, J.M.

Ordacgi F., V Seminário Técnico de Proteção e

Controle, GTP/SCEL/GCOI e CCON, Curitiba, PR,

1995.

[16]“Modern Line Current Differential Protection

Solutions” – H. Miller, J. Burger, N. Fischer, B.

Kasztenny, 36th Annual Western Protective Relay

Conference, Spokane, WA, USA, October 20-22, 2009.

[17]”Analysis of Faulted Power Systems – Paul M.

Anderson”

BIOGRAFIA:

Rodolfo Elias de Castro e

Almeida

Nasceu em Itajubá (MG), em

1992. Cursou ensino médio

no colégio Caro Objetivo em

Itajubá. Ingressou na UNIFEI

em 2011. Está realizando

estágio na empresa HPPA - High Performance

Power System Applications, na cidade do Rio de

Janeiro.