universidade federal de itajubÁ instituto de …saturno.unifei.edu.br/bim/201800161.pdf · tabela...

UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação

1

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Uso da norma IEC 61850 para a proteção adaptativa de microrredes.

Gustavo Oliveira Macedo

Itajubá, Outubro de 2017


2

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Uso da norma IEC 61850 para a proteção adaptativa de microrredes.

Gustavo Oliveira Macedo

Monografia apresentada ao Instituto de

Sistemas Elétricos e Energia, da

Universidade Federal de Itajubá, como

parte dos requisitos para obtenção do

título de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Carlos Alberto Villegas Guerrero

Coorientador: Robson Bauwelz Gonzatti

Itajubá, Outubro de 2017


3

Resumo

Existem desafios relacionados à proteção de microrredes, um deles é a presença da

geração distribuída que faz com que a coordenação e a seletividade da proteção tenha que

ser repensada e replanejada, paralelamente existe a necessidade da implantação para fontes

de energia sustentável, buscando cada vez mais a redução de fontes emissoras de CO2,

através de fontes de energia sustentável.

A introdução de microrredes nas redes de distribuição convencionais interfere

diretamente no desempenho do sistema. Essa adição traz problemas como o aumento dos

níveis de reativos no sistema, mudança nos nívies de curto e alteração dos fluxos de

potência, entre outros problemas. A proteção deve responder tanto ao sistema da

concessinária quanto à microrrede. Se a falta acontece dentro da microrrede o sistema deve

operar de maneira rápida, desligando o menor número de unidades consumidoras possível.

Neste trabalho será estudada e simulada a coordenação e a seletividade da proteção,

quando se faz a implementação de uma proteção adaptativa para uma microrrede para

quando se introduz uma geração distribuída no sistema , utilizando o sistema de hardware in

the loop do RTDS.

Palavras chave: Proteção, microrredes, Geração distribuída.


4

Abstract

There are several chalenges related to the protection of microgrids. One of them is the

presence os DERs that make the coordination and the selectivity of the protection must be

rethought and redesigned, also there is a necessity of the deployment of clean energy

sources, reducing the sources of CO2 on the atmosphere.

The introduction of microgrids to the distribution grids affects the performance of the

system.This addition brings problems like the increase of reactive at the grid, changes in the

short circuit levels, changes in the power flows and other problems. The protection must

respond to the system and to the utility grid, if the fault occurs inside the microgrid the

system must operate quickly, operating with selectivity.

This work will study and simulate the coordination and selectivity with the

implementation of an adaptive protection for a microgrid when a DER is introduced, using

the hardware in the loop system of RTDS.

Key words: Protection, microgrids, DER


5

Lista de Figuras

Figura 1: Perda de coodenação da proteção na presença de geração distribuída. [1] ............ 13

Figura 2 - Curva típica de um relé de sobrecorrente [1]. ....................................................... 14

Figura 3 - Diagrama fasorial de um relé direcional [4]. ......................................................... 15

Figura 4 - Uma microrede de proteção adaptativa [6]. .......................................................... 16

Figura 5 - Estrutura da tabela de eventos [6]. ........................................................................ 17

Figura 6 - Falta com a geração distribuída desligada [6]. ...................................................... 17

Figura 7 - Falta com geração distribuída desligada [6]. ......................................................... 18

Figura 8 – Modelos típicos do RTDS [2]. .............................................................................. 20

Figura 9 - Tela do módulo do RSCAD/draft. ......................................................................... 21

Figura 10 - Tela do Módulo do RSCAD/Runtime. ................................................................ 22

Figura 11 - Esquema de teste de malha fechada [2]. .............................................................. 22

Figura 12 - Topologia da rede de distribuição de 34 nós [7]. ................................................ 23

Figura 13 - Modelo de gerador RSCAD. ............................................................................... 24

Figura 14 - Curvas de temporização normal inversa [11]. ..................................................... 25

Figura 15 - Curvas de atuação dos relés, sistema alimentado pela fonte. .............................. 30

Figura 16 - Curvas do sistema alimentado pelo gerador. ....................................................... 32

Figura 17 - Divisão de subsistemas. ....................................................................................... 32

Figura 18 - Divisão de subsistemas. ....................................................................................... 33

Figura 19 - Faltas entre os relés 1 e 2 e entre os relés 3 e 4. .................................................. 33

Figura 20 - Falta no trecho de baixa tensão. .......................................................................... 34

Figura 21 - Sistema implementado no RSCAD. .................................................................... 35

Figura 22 - Módulo de faltas Runtime. .................................................................................. 35

Figura 23 - Gerador implementado no sistema. .................................................................... 36

Figura 24 - Fonte implementada no sistema. ......................................................................... 36

Figura 25 - Lógica Booleana para saída de mensagens GOOSE. .......................................... 37


6

Figura 26 - Interface cartão GTNET. ..................................................................................... 37

Figura 27 - Associação de variáveis no GTNET. .................................................................. 38

Figura 28 - Interface de relé no RSCAD. ............................................................................... 38

Figura 29 - Configuração das portas do GTAO (Corrente). .................................................. 39

Figura 30 - Configuração portas GTAO (Tensão). ................................................................ 39

Figura 31 - Representação dos TCs ideais. ............................................................................ 39

Figura 32 - Interface da placa GTAO. ................................................................................... 41

Figura 33 - Interface da placa GTFPI. ................................................................................... 41

Figura 34 - Comando para abertura e religamento de disjuntor. ............................................ 42

Figura 35 - Interface do Quickset. .......................................................................................... 42

Figura 36 - Grupos de parametrização no QuickSet. ............................................................. 43

Figura 37 - Interface do Architect .......................................................................................... 44

Figura 38 - Parametrização das mensagens GOOSE. ............................................................ 45

Figura 39 - Variáveis seletoras de grupo no Quickset. .......................................................... 45

Figura 40 - Posições das faltas na microrrede. ....................................................................... 46

Figura 41 - Teste relé 3. ......................................................................................................... 47

Figura 42 - Teste, trip 2. ......................................................................................................... 48

Figura 43 - Teste, trip 1. ......................................................................................................... 49

Figura 44 - Teste trip, falha no disjuntor 5. ............................................................................ 49

Figura 46 - Falta 3, trip 5. ...................................................................................................... 50

Figura 47 - Falta 4, caso 1 ...................................................................................................... 51

Figura 48 - Falta 2, caso 1. ..................................................................................................... 52






7

Figura 53 - Teste de seletividade falta 1 caso 3. .................................................................... 57

Figura 54 - Teste de seletividade falta 2, caso 3. ................................................................... 58

Figura 55 - Teste de seletividade falta 4 casos 3. ................................................................... 59

Figura 56 - Erro de seletividade. ............................................................................................ 60




Figura 60 - Trip através do GOOSE no Quickset. .................................................................. 64

Figura 61 - Trip através do GOOSE no Architect. ................................................................. 64

Figura 62 - Sinais de trip de malha fechada e GOOSE. ......................................................... 65

,


8

Lista de Tabelas

Tabela 1 - Status dos CBs e as constantes de tempo [6]. ....................................................... 18

Tabela 2 - Dados do gerador. ................................................................................................. 24

Tabela 3 – Relação de transformação dos TCs. ..................................................................... 26

Tabela 4 – Correntes de pick-up da função 50 (alimentação pela fonte). .............................. 27

Tabela 5 – Correntes de carga (alimentação pela fonte). ....................................................... 28

Tabela 6 – Correntes de pick-up função 51 (alimentação pela fonte). ................................... 28

Tabela 7 – Parâmetros função 51 (alimentação pela fonte). .................................................. 29

Tabela 8 – Parâmetros função 50 (alimentação pelo gerador). .............................................. 30

Tabela 9 – Correntes de Carga (alimentação pelo gerador). .................................................. 31

Tabela 10 – Parâmetros função 51 (alimentação pelo gerador). ............................................ 31

Tabela 11 – Parâmetros função 51 (alimentação pela fonte e gerador). ................................ 34

Tabela 12 – Parâmetros função 51, grupo 1. .......................................................................... 43


Tabela 14 – Parâmetros função 51, grupo 3 ........................................................................... 43


Tabela 16 – Cargas pontuais. ................................................................................................. 68

Tabela 17 – Cargas Distribuídas. ........................................................................................... 68

Tabela 18 – Tipo da linha de transmissão do sistema. ........................................................... 69

Tabela 19 – Configuração tipo 300. ....................................................................................... 70



Tabela 22 - Configuração tipo 303. ........................................................................................ 71


Tabela 24 – Potências reativas dos capacitores shunt. ........................................................... 71

Tabela 25 – Demanda total do sistema. ................................................................................. 72


9

Lista de Abreviaturas e Siglas

GD Geração Distribuída

PV Painel fotovoltáico (Photovoltaic Panel)

MT Microturbinas

FC Células de combustível (Fuel Cell)

RTDS Real Time Digital Simulator

TC Transformador de Corrente

MGCC Controlador Central (Micro Grid Central Controller)

CB Disjuntores (Circuit Breakers)

CLP Computador Lógico Programável

IED Dispositivo eletrônico inteligente (Intelligent Electronic Device)

GOOSE Mensagem direcionada à objeto (Generic Object Oriented Substation Event)

DER Distributed Energy Resource


10

Sumário

1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 12

1.1 Problemas para proteção de microrredes .......................................................... 12

1.2 Relés de proteção .................................................................................................. 14

1.2.1 Relés de sobrecorrente (função 50/51) ................................................................... 14

1.2.2 Relés direcionais (função 67) ................................................................................. 14

2 PROTEÇÃO ADAPTATIVA DE MICRORREDES ............................................... 15

2.1 Configurações pré calculadas para a proteção adaptativa .............................. 16

2.2 Exemplo de microrrede com Geração distribuída desligada em conexão com

a rede primária ..................................................................................................................... 17

2.3 Protocolos de comunicação para proteção adaptativa ..................................... 18

3 RTDS E RSCAD ........................................................................................................... 19

3.1 O hardware do RTDS .......................................................................................... 19

3.2 Software do RTDS (RSCAD) .............................................................................. 21

3.3 Teste de malha fechada no RTDS ....................................................................... 22

4 ANÁLISE DO SISTEMA DE PROTEÇÃO .............................................................. 23

4.1 Cálculo da função 51 ............................................................................................ 24

4.2 Especificando os TCs ........................................................................................... 25

4.3 Cálculo de parâmetros da função 50 (alimentação pela fonte) ........................ 26

4.4 Cálculo da função 51 (alimenteção pela fonte) .................................................. 27

4.5 Proteção do sistema com alimentação pelo gerador ......................................... 30

4.5.1 Cálculo da função 50 com a alimenteção pelo gerador .......................................... 30

4.5.2 Cálculo da função 51 (alimenteção pelo gerador) .................................................. 31

4.6 Cálculo dos parâmetros para o sistema alimentado pela geração e pela fonte

32

4.6.1 Proposta de solução para o caso ............................................................................. 32

5 MODELAGEM DO SISTEMA E PARAMETRIZAÇÃO DOS RELÉS ............... 35

5.1 Implementação da comunicação no RSCAD ..................................................... 36

5.2 Implementação do Hardware in the loop. .......................................................... 40

5.3 Parametrização dos relés ..................................................................................... 42

6 ANÁLISE DOS RESULTADOS ................................................................................. 45

6.1 Teste de Seletividade e coordenação ................................................................... 46

6.2 Faltas para o sistema operando com alimentação pela fonte ........................... 50

6.3 Faltas para o sistema operando com alimentação pelo gerador ...................... 53


11

6.4 Teste de seletividade e coordenação para o sistema operando com

alimentação do gerador e da fonte ...................................................................................... 56

6.5 Faltas para o sistema operando com alimentação do gerador e da fonte ....... 60

6.6 Análise da resposta de tempo de relés ................................................................ 63

7 CONCLUSÃO E TRABALHOS FUTUROS ............................................................ 65

7.1 Conclusão .............................................................................................................. 65

7.2 Trabalhos futuros ................................................................................................. 66

8 REFERÊNCIAS ........................................................................................................... 67

9 APÊNDICE ................................................................................................................... 68


12

1 Introdução

Uma microrrede é uma grupo de nós e recursos energéticos distribuídos

interconectados que podem operar de maneira independente ou conectada à rede, e com a

chegada do pensamento verde e após as crises de combustíveis fósseis que o mundo passou,

ganhou força o conceito de geração distribuída de energia elétrica que visa a maior

diversidade de fontes energéticas e atendimento mais eficiente à demanda. A microrrede

pode também possuir um sistema de controle e monitoramento para auxiliar o uso de seus

recursos de maneira mais adequada. Nelas são implantadas geralmente GDs (Geração

distribuída) que são tecnologias de geração local como painéis fotovoltaicos (PV),

microturbinas (MT), células de combustível (FC). Essas unidades são instaladas por

consumidores que também fornecem energia chamados de prosumers.

1.1 Problemas para proteção de microrredes

As dificuldades de se implantar a proteção em microrredes devem-se às configurações

de proteção convencionais que se baseiam em [1]:

• Fluxo de potência unidirecional

• Alta relação corrente de falta / corrente de carga

• Coordenação entre os equipamentos de proteção

• Seletividade na operação

• Religamentos automáticos.

A maior parte da proteção convencional de microrredes é baseada na detecção de

correntes de curto circuito. Quando se colocam GDs no sistema de distribuição esses podem

causar mudança na magnitude e na fase da corrente e levar à falhas na proteção, essas falhas

causam atuação indevida dos relés de proteção, prejudicando o sistema de distribuição e

seus fatores de qualidade.


13

Neste exemplo da Figura 1 a seguir, tem-se a influência da geração distribuída no sistema de

proteção:

Figura 1: Perda de coodenação da proteção na presença de geração distribuída. [1]

Na falta F1 a contribuição da corrente de curto-circuito associada à microrrede faz com

que a corrente de falta que passa pelo fusível não seja a mesma medida pelo religador 1,

isso pode causar um erro de coordenação.

Na falta F2 a microrrede contribui com a falta de forma que a coordenação entre os

religadores pode ser afetada, já que a corrente medida pelo relidador 1 é desproporcional

à corrente de falta.

A falta F3 poderia causar um desligamento indevido, já que a microrrede contribui com

corrente para a falta o que causaria uma atuação do religador 1 para uma falta no ramal

do religador 2, o que é indesejável.

Pode-se perceber que são necessárias adaptações na proteção do sistema de forma a

garantir a confiabilidade e a seletividade.


14

1.2 Relés de proteção

Os relés de proteção são equipamentos que trabalham sob o funcionamentos de

correntes ou tensões elétricas. Nesta seção será apresentado o funcionamento das principais

funções de proteção utilizadas neste trabalho.

1.2.1 Relés de sobrecorrente (função 50/51)

Como o próprio nome indica, são todos os relés que atuam para uma corrente maior do

que a corrente de pick-up parametrizada, podendo ser temporizado ou não.

Os relés de sobrecorrente responsáveis pela proteção convencional de redes de

distribuição, e geralmente baseados por uma curva com ajustes de tempo de atuação como

mostra a Figura 2, essa curva tem suas características definidas pelas variáveis de corrente

de pick-up e seu dial de tempo.

Figura 2 - Curva típica de um relé de sobrecorrente [1].

1.2.2 Relés direcionais (função 67)

Como o nome indica os relés direcionais tem a função direcional em relação ao

sentido do fluxo de energia que trafega pelo sistema. Esse sentido de fluxo é pré-

estabelecido de acordo com sua referência de polarização.

Essa referência é estabelecida de acordo com duas grandezas:

A tensão de polarização

A corrente de operação


15

A região de operação é definida por uma Linha de Torque Máximo (LTM), para isso

tem-se como referência a tensão de polarização, a partir dela desloca-se o ângulo de ajuste

de relé, a região de atuação do relé forma um ângulo de 90 graus com cada lado da LTM.

Assim para T>0 o relé opera, para T<0 o relé não opera, na figura 7 tem-se que o

ângulo de ajuste é de 70 graus que é traçado a partir de VP até a linha de torque máximo

onde são delimitados as regiões de operação do relé.

Figura 3 - Diagrama fasorial de um relé direcional [4].

As variáveis mostradas na Figura 3 são:

Vp - tensão de polarização.

LTM - linha de torque máximo (T máximo).

Ip - corrente de polarização.

Ib - corrente na fase b.

Θ - ângulo de ajuste do relé.

Θp - ângulo de polarização.

2 Proteção adaptativa de microrredes

A proteção adaptativa de microrredes pode ser definida como uma operação que

modifica a proteção de acordo com as mudanças nas condições do sistema.

Os requerimentos técnicos e sugestões para uma implementação prática de

microrredes adaptativas são [6]:


16

O uso de relés que possam mudar sua parametrização através de comandos remotos, já que

os eletromecânicos não tem a flexibilidade de mudança da parametrização e das condições

de atuação.

Uso de comunicação padronizada pelos protocolos da IEC 61850, para que os relés possam

comunicar-se e trocar informações com o computador central e entre diferentes relés de

forma rápida e confiável para garantir a performance da aplicação.

Neste trabalho estes relés são conectados através da rede Ethernet comunicando-se

através dos protocolos da IEC 61850. As mudanças na configuração do sistema devem ser

identificadas e reconfiguradas através de mensagens enviadas pelo controlador central aos

relés através das mensagens GOOSE.

2.1 Configurações pré calculadas para a proteção adaptativa

A Figura 4 mostra como é composta a hierarquia para um caso de proteção

adaptativa, o sistema é composto por uma controlador central (MGCC), esse controlador

tem a função de dar os comandos para a troca da parametrização dos relés associados aos

CBs (Circuit Breakers), que são capazes de trocar informações como MGCC através dos

protocolos padronizados pela IEC 61850.

Figura 4 - Uma microrede de proteção adaptativa [6].

O MGCC pode coletar dados dos CBs e modificar as características dos relés quando

necessário. No caso de alguma falta acontecer cada relé toma a decisão de atuação


17

localmente de maneira independente do MGCC, esse por sua vez decide se precisa ou não

fazer a mudança nos parâmetros dos relés. Dessa forma os relés de sobrecorrente se adaptam

a situação do sistema naquele momento.

Para determinar quais os parâmetros para cada caso uma tabela com os resultados das

lógicas booleanas é calculada. Se o elemento tem o valor igual a 1, o CB está fechado e se o

valor é igual a 0 o CB está aberto como mostra a Figura 5. Para cada caso nessa tabela

existem parâmetros correspondentes para serem ajustados em cada relé.

Figura 5 - Estrutura da tabela de eventos [6].

2.2 Exemplo de microrrede com Geração distribuída desligada em conexão com a

rede primária

Para o caso de uma falta entre a barra 1 e a barra 2 como mostra a Figura 6, o

CBs 1.2 é o que deve atuar, pois é o relé à montante da falta.

Figura 6 - Falta com a geração distribuída desligada [6].

A alimentação desse sistema é radial de forma que a corrente em todos os disjuntores

à jusante de CB1.2 será zero, o sistema de proteção funciona para este caso, já que os

tempos de atuação estão ajustados de maneira a fazer com que o relé do CB1.2 atue primeiro

para esta falta.


18

Porém se a microrrede funciona de maneira ilhada, com a alimentação vinda da

barra 3 como mostra a Figura 7, esse sistema de proteção não funciona.

Figura 7 - Falta com geração distribuída desligada [6].

.O fluxo de potência desse segundo caso continua radial, porém ele tem o sentido

inverso, se ocorre uma falta no mesmo lugar da microrrede o sistema de proteção tem de ser

adaptado. Nesse caso o relé à montante da falta é o relé do CB2.1, porém quem atua para

este caso é o relé do disjuntor CB3.1, já que para o sistema da Figura 10 ele tem o menor

tempo de atuação, portanto se o dial de tempo dos relés não for trocado isso vai causar um

erro de seletividade, desligando desnecessáriamente a carga da barra 2 o que causa um

impacto nos índices de qualidade da concessionária. A Tabela 1 mostra como deve ser

parametrizado o dial de tempo para os dois casos.

Tabela 1 - Status dos CBs e as constantes de tempo [6].

2.3 Protocolos de comunicação para proteção adaptativa

Para a implementação de uma proteção adaptativa inteligente é necessário que os

dispositivos de proteção sejam capazes de se comunicar, essa comunicação permite que

ocorra a troca de informações sobre a topologia do sistema e a execução das ordens de

mudança na parametrização.

As comunicações mais comuns para o caso de uma rede centralizada são

comunicações protocoladas como a MODBUS, IEC 60870-5-101/104 e IEC 61850 [6]. O

meio físico dessas comunicações pode ser via comunicação serial ou via rede Ethernet


19

Existe a possibilidade da rede de proteção adaptativa ser descentralizada, porém essa

topologia é menos convencional, nessa arquitetura não é necessário o controlador central, de

forma que a tomada de decisão é feita pelos próprios IEDs (Dispositivos eletrônicos

inteligentes). Nesse caso cada IED recebe a informação de todos os IEDs da rede e assim

tomam as decisões de forma autônoma. Essa troca de dados acontece através de uma rede

Ethernet.

O sistema centralizado tem a vantagem de ser mais simples já que as decisões não são

tomadas localmente, as ordens de troca da parametrização vem do controlador central.

Um importante protocolo é o da norma IEC 61850 que garante a interoperabilidade

entre os IEDs e é uma peça fundamental na aplicação da rede de proteção adaptativa. As

principais vantagens da padronização pela norma IEC 61850 são [6]:

Podem ser aplicadas para todos os tipos de instalações elétricas e podem atender qualquer

aplicação.

Garantem a interoperabilidade entre dispositivos de diferentes fabricantes.

Modelos de dados padronizados.

Além disso a norma também possibilita as mensagens direcionadas a objeto chamadas

de mensagens GOOSE para a comunicação entre IEDs dentro de uma microrrede,

promovendo a troca de mensagens de forma rápida permitindo que os IEDs troquem

informações sobre as topologias da rede e sobre mudanças na mesma.

3 RTDS e RSCAD

O RTDS (Real Time Digital Simulator) é um equipamento desenvolvido para o estudo de

transitórios eletromagnéticos de sistemas elétricos de potência.

Este equipamento disponibiliza respostas em tempo real para aplicações de simulações

computacionais com dispositivos de controle e proteção, esses dispositivos podem ser

conectados ao RTDS de forma a realizar simulações graças à um sistema de placas ou

cartões que realizam o processamento.

3.1 O hardware do RTDS

O hardware do RTDS é composto de vários Processadores de Sinal Digital (DSPs –

Digital Signal Processors) em arquitetura de processamento paralelo. Este processamento


20

possibilita alcançar a velocidade computacional requerida para manter sua operação

continua em tempo real [2].

O hardware do RTDS é composto em cartões agrupados em unidades chamadas de

racks, essas unidades são abrigadas em armários, cada um desses armários possuindo no

máximo 3 racks dependendo do modelo. A Figura 8 mostra o modelo físico dos racks.

Figura 8 – Modelos típicos do RTDS [2].

Esses racks possuem cartões com diversas finalidades, entre eles os cartões:

Cartão GPC (Giga-Processor Card)

Esse é o cartão de processamento usado na resolução dos modelos numéricos que

representam os componenetes do sistema de controle e os components do sistema de

potência do RTDS.

Cartão GTNET

Este cartão é um conversor de protocolos, que recebe informação através de uma rede

LAN, extraindo os dados e enviando ao cartão GPC.

O cartão GTNET é capaz de suportar 4 protocolos que são GSE/GOOSE (IEC-

61850), Sample Values (IEC-61850), DNP3 e playback.

Cartão GTAO


21

Esse cartão faz a interface de sinais analógicos do RTDS para um dispositivo externo,

possui 12 canais de saída para tal.

Cartão GTFPI

Esse cartão é utilizado na interface com o cartão GPC, ele possui canais de entrada

para sinais digitais disponíveis no painel frontal do RTDS.

3.2 Software do RTDS (RSCAD)

Esse software foi desenvolvido para promover uma interface gráfica ao usuário na

modelagem e simulação de casos dentro do RTDS.

No RSCAD existem interfaces separadas em módulos como por exemplo:

RSCAD/Draft

Este módulo tem como objetivo realizar o desenho e a modelagem dos circuitos e

parâmetros dos componentes envolvidos. Esses componentes são fornecidos por uma

biblioteca e podem ser escolhidos e colocados na área do Draft de acordo com a

necessidade. A Figura 9 mostra a interface.

Figura 9 - Tela do módulo do RSCAD/draft.

RSCAD/RunTime

Este módulo foi concebido para monitorar as simulações em tempo real feitas pelo

RTDS.

As saídas das simulações podem ser apresentadas nessa interface como gráficos,

medidores, indicadores de luz, entre outros dispositivos.

Neste módulo também podem ser definidos equipamentos como Switchs, seletores,

botoeiras e variadores modelados no RSCAD/draft. A Figura 10 ilustra a tela desse módulo.


22

Figura 10 - Tela do Módulo do RSCAD/Runtime.

3.3 Teste de malha fechada no RTDS

Uma das funções que o RSCAD executa é o teste de malha fechada, ou hardware-in-

the-loop. Este teste tem a capacidade de mostrar a resposta do relé na simulação de uma

falta, além de permitir a observação da reação do sistema na operação do relé [2]. A Figura

11 mostra como funciona este sistema.

Figura 11 - Esquema de teste de malha fechada [2].

Primeiramente os sinais de tensão, corrente e estados dos disjuntores são levados do

equipamento de teste aos relés, enquanto outro grupo de circuitos tem a função de retornar

os sinais de disparo e de religamento do relé de proteção ao equipamento de teste.


23

No RTDS a execução de testes de malha fechada em relés de proteção pode ser

considerada a principal característica desse sistema, pois ele permite a execução desse

esquema em tempo real.

4 Análise do sistema de proteção

Para a simulação no RTDS foi usado como base o sistema de 34 nós do IEEE, nele

serão inseridos a geração distribuída para a análise da proteção adaptativa e feitas as

medições do tempo de atuação dos IEDs.

Esse sistema é um sistema padronizado é disponibilizado pelo IEEE e é geralmente

utilizado nos estudos de fluxo de protência e proteção, o sistema se localiza nos EUA-

Arizona, tem uma tensão nominal de 24.9 KV [7].

As cargas do sistema são desequilibradas e os valores da demanda de potência são

apresentados nas tabelas do Apêndice.

Colocou-se no sistema disjuntores, cada um associado à um relé de proteção,

parametrizou-se os relés de acordo com a necessidade de proteção para cada caso. A Figura

12 mostra como fica a topologia do sistema, os disjuntores 1 e 4 foram posicionados de

maneira a proteger a geração, os disjuntores 2 e 3 foram posicionados de maneira a proteger

as cargas e o disjuntor 5 protegendo o ramal de baixa tensão.

Figura 12 - Topologia da rede de distribuição de 34 nós [7].

Especificou-se também a geração distribuída para ser inserida no sistema de forma a

atender a demanda de potência do sistema, a demanda total é mostrada na Tabela 24. O

gerador foi especificado para que mesmo que o sistema opere com a fonte desligada, o

gerador seja capaz de atender a demanda do sistema. Assim como o transformador o

RSCAD também possui um modelo de gerador mostrado na Figura 13.


24

Figura 13 - Modelo de gerador RSCAD.

Esse modelo de gerador possui os seguintes parâmetros.

Tabela 2 - Dados do gerador.

Potência nominal 300 MVA

Tensão nominal 24,9 KV

Frequencia 60 Hz

4.1 Cálculo da função 51

Para a proteção do sistema calculou-se os parâmetros de acordo com os níveis de

curto-circuito do sistema, estabelecendo os parâmetros para as funções 50 e 51.

A função 51 temporizada tem de ser parametrizada de forma a garantir a seletividade

do sistema, onde os disjuntores mais próximos a fonte têm um tempo de atuação maior, a

Figura 14 mostra as curvas normal inversa para diferentes diais de tempo.


25

Figura 14 - Curvas de temporização normal inversa [11].

Para a curva normal inversa o tempo de atuação é definido por:

( )

(1)

Onde:

TMS é o dial de tempo parametrizado.

I é a corrente no secundário do TC.

IS é a corrente de pick-up no secundário do TC.

4.2 Especificando os TCs

Os TCs devem ser especificados para uma corrente de falta de até 20 vezes a corrente

nominal, através de simulações verificou-se que a maior corrente de falta para cada

disjuntor, mostrados na Tabela 3.


26

Tabela 3 – Relação de transformação dos TCs.

Relé I Falta(A) RTC definido

1 17560,0 180

2 275,0 20

3 264,0 20

4 83250,0 870

5 191,0 20

4.3 Cálculo de parâmetros da função 50 (alimentação pela fonte)

Com os dados em mãos calculou-se os tempos de atuação do relé para cada curva,

sendo que os relés 4 e 5 devem ser os primeiros a atuar. O relé 5 está protegendo um ramal

de baixa tensão e caso não fosse parametrizado para atuar primeiro que os relés do trecho de

alta tensão à montante causaria um problema de coordenação, isso se deve ao fato de que os

relés do trecho de alta tensão tem uma coordenação entre si, independentemente do trecho

de baixa tensão.

As correntes de pick-up da função 50 foram calculados de acordo com as suas

correntes de carga de acordo com a equação 2.

(2)

Onde:

IFalta é a corrente de falta no final do trecho protegido pelo disjuntor.

RTC é a relação de transformação do TC.

1,25 é um fator de segurança de 25%.

A tabela 4 mostra as correntes de pick-up definidas.


27

Tabela 4 – Correntes de pick-up da função 50 (alimentação pela fonte).

Relé I falta(A) Ipick-up(A) Ipick-up(secundário TC)(A)

1 367,0 451,0 2,5

2 587,0 243,0 36,7

3 859,0 233,0 53,7

5 141,0 168,0 8,8

4 4977,0 4977,0 7,1

4.4 Cálculo da função 51 (alimenteção pela fonte)

O relé 2 também tem de ser coordenado com o relé 3 à jusante de forma que seu tempo

de atuação seja maior que o tempo de atuação do relé 3. Assim usou-se um tempo de

coordenação Δt de 300 ms para separar os tempos de atuação da função 51.

Especifica-se a corrente de pick-up no relé para a função 51 através da corrente de

carga, usando a relação:

(3)

Onde:

Icarga é a corrente de carga no disjuntor.

FS é o fator de segurança.

RTC é a relação de transformação do TC.

ICC3 máx é o curto-circuito trifásico máximo do trecho protegido pelo disjuntor a

jusante.

Calculou-se as correntes de carga para os disjuntores associados aos relés, mostrados

na Tabela 5.


28

Tabela 5 – Correntes de carga (alimentação pela fonte).

Relé Icarga (A)

1 75,4

2 49,5

3 33,4

5 17,7

Para o relé 3, não há um trecho a jusante portando define-se o pick-up pela equação 4.

(4)

Assim se calculam as correntes de pick-up mostrados na Tabela 6.

Tabela 6 – Correntes de pick-up função 51 (alimentação pela fonte).

Relé Ipick-up(A)

1 0,35

2 1,8

3 1,5

5 0,9

Para os relés 3 e 5 se escolheu o dial de tempo de 0,05 pois eles devem ser os

primeiros a atuar.

( )

(5)

Os resultados são:

(6)


29

(7)

Assim o tempo de atuação mínimo é calculado.

(8)

Com esse valor pode-se calcular o seu dial de tempo, mostrado na equação 9.

(( )

)

(9)

Resultando em:

(10)

Para a curva Padrão adota-se o valor do dial de tempo mais próximo, no caso o valor

de 0,2, assim é possível calcular o tempo de atuação para t2.

( )

(11)

Repetindo o procedimento para o relé 1:

(12)

Os resultados de todo o procedimento são mostrados na Tabela 7 e na Figura 15.

Tabela 7 – Parâmetros função 51 (alimentação pela fonte).

Relé Tempo (s) Dial de tempo

1 1,044 0,300

2 0,719 0,200

3 0,167 0,050

5 0,152 0,050

As curvas de proteção têm a seguinte caracteristica apresentada na Figura 16.


30

Figura 15 - Curvas de atuação dos relés, sistema alimentado pela fonte.

4.5 Proteção do sistema com alimentação pelo gerador

O processo para o cálculo da proteção do sistema alimentada pelo gerador segue o

caminho inverso, nesse caso o relé 4 deve ser o último a atuar para uma falta no final do

sistema, os relés a jusante neste caso (relé 3 e 2) devem ser parametrizados para atuar antes

de seu relé a montante, no caso o próprio relé 4.

4.5.1 Cálculo da função 50 com a alimenteção pelo gerador

Utilizando a equação 2 pode-se calcular as correntes de pick-up dos relés, os

resultados são apresentados na Tabela 8.

Tabela 8 – Parâmetros função 50 (alimentação pelo gerador).

Relé I falta(A) Ipick-up(A) Ipick-up(secundário TC)(A)

2 587,0 733,0 36,7

3 859,0 1073,0 53,7

5 141,0 176,0 8,8

4 4977,0 6221,0 7,1


31

4.5.2 Cálculo da função 51 (alimenteção pelo gerador)

Utilizando um tempo de coordenação de Δt igual a 300ms pode-se obter as correntes

de pck-up para os relés, utilizando novamente as correntes de carga como parâmetro.

Tabela 9 – Correntes de Carga (alimentação pelo gerador).

Relé Icarga(A)

2 33,6

3 51,1

4 79,4

5 17,2

Utilizando a equação 2 pode-se calclar as correntes de pick-up, já que o sistema é o

mesmo sistema radial, porém com o fluxo na direção contrária.

Repetindo o mesmo procedimento do item 4.4, obtem-se a Tabela 10 para a

alimentação pelo gerador.

Tabela 10 – Parâmetros função 51 (alimentação pelo gerador).

relé Tempo (s) Dial de tempo

2 0,119 0,050

3 0,430 0,200

4 0,765 0,500

5 0,150 0,050

As curvas de proteção têm a seguinte caracteristica apresentada na Figura 16.


32

Figura 16 - Curvas do sistema alimentado pelo gerador.

4.6 Cálculo dos parâmetros para o sistema alimentado pela geração e pela fonte

Os parâmetros para este caso não pode ser calculado como nos dois casos anteriores,

isso se deve ao fato de que o fluxo de potência que não é unidirecional. Casos como esse

podem causar problemas de coordenação e seletividade se um sistema de proteção radial for

implementado, é preciso uma solução pensada separadamente para esse caso.

4.6.1 Proposta de solução para o caso

Para a proteção deste caso foi proposta uma solução de separar a proteção em 2

subsistemas diferentes, usando relés com função direcional 67 para isolar o subsistema em

caso de falta, como exemplificado na Figura 17.

Figura 17 - Divisão de subsistemas.

Os subsistemas foram separados de maneira a acomodar as cargas alimentadas pela

geração distribuída e pela fonte, neste caso o subsistema 1 separa as cargas alimentadas pela


33

fonte até o relé 2, e o subsistema 2 separa as cargas alimentadas pela geração distribuída até

o relé 3, o trecho entre eles tem um ponto em que a corrente converge para o trecho de baixa

tensão, assim quando houver uma falta dentro dos subsistemas as correntes dos relés 2 e 3

invertem o sentido.

O uso da função direcional se torna essencial neste caso pois a função 67 tem a função

de isolar o subsistema caso a corrente se inverta. Após o isolamento do sistema a proteção

trabalha de maneira radial como nos dois casos anteriores.

Se a falta acontecer no trecho entre os relés 2 e 3 eles atuarão pela função 50/51 já que

a corrente que passa por eles não inverte o sentido. A Figura 18 mostra o arranjo do sistema

para uma falta entre esses relés.

Figura 18 - Divisão de subsistemas.

Porém se a falta acontecer entre os relés 1 e 2 ou entre os relés 3 e 4, faz com que o

sentido da corrente medida pelos relés 2 e 3 se inverta, assim a função 67 isola o subsistema

de forma instantânea. Então, após a atuação da função 67, os relés 1 e 2 atuam pelas funções

(50/51), A Figura 19 exemplifica as faltas.

Figura 19 - Faltas entre os relés 1 e 2 e entre os relés 3 e 4.

Para uma falta no trecho de baixa tensão protegida pelo relé 5, esse relé atua apenas

pelas funções (50/51), o caso é exemplificado na Figura 20.


34

Figura 20 - Falta no trecho de baixa tensão.

Dessa forma devem ser definidos os diais de tempo para os relés dos diferentes

subsistemas, fazendo-se a proteção de maneira radial e tratando os dois subsistemas de

maneira independente.

Novamente especifica-se as correntes de pick-up de acordo com as correntes de

carga, os diais de tempo e os tempos de atuação são obtidos a partir delas, a Tabela 11

mostra o resultado das respectivas análises e cálculos.

Tabela 11 – Parâmetros função 51 (alimentação pela fonte e gerador).

relé Icarga (A) Dial de tempo Tempo(s)

1 45,9 0,2 0,691

2 22,4 0,05 0,106

3 23,5 0,05 0,094

4 43,7 0,3 0,433

5 17,2 0,05 0,150


35

5 Modelagem do sistema e parametrização dos relés

Montou-se o sistema de acordo com as especificações do IEEE [7] para ser simulado

no RSCAD, um trecho do sistema é mostrado na Figura 21.

Figura 21 - Sistema implementado no RSCAD.

Nele implementou-se as cagas, as linhas de transmissão, os disjuntores e os blocos de

falta.

Na interface do RunTime implementou-se o sistema de controle de faltas através de

push buttons, bem como os gráficos para a obtenção das correntes de falta como mostra a

Figura 22.

Figura 22 - Módulo de faltas Runtime.

No sistema também se implementou a geração distribuída e a fonte, cada qual com seu

respectivo disjuntor associado, como mostram as Figuras 23 e 24.


36

Figura 23 - Gerador implementado no sistema.

Figura 24 - Fonte implementada no sistema.

5.1 Implementação da comunicação no RSCAD

A proteção adaptativa exige a necessidade de comunicação entre os IEDs para prover a

capacidade de trocar a parametrização, as mensagens GOOSE provém essa capacidade para

esse sistema.

Assim como no item 4.1 uma lógica booleana na qual as variáveis de estado da fonte e

do relé são associadas de forma que as saídas das lógicas representem a configuração do

sistema, foram definidas as saídas a serem enviadas via mensagem GOOSE.

O papel de controlador central neste caso fica a cargo do RSCAD, sendo o responsável

por dar os comandos de mudança da parametrização, a lógica para esses comandos é

mostrada na Figura 25.


37

Figura 25 - Lógica Booleana para saída de mensagens GOOSE.

As variáveis de entrada são os estados dos disjuntores da geração distribuída e da

fonte de forma que a variável BRK4 está associada à fonte e a variável BRK3 está associada

ao gerador, se a variável tem valor igual à 1 o elemento está ligado, se a variável tem valor

igual a 0 ele está desligado.

As variáveis GROUP1, GROUP2 e GROUP3 estão associadas à saídas de cada caso,

sendo a alimentação pela fonte, alimentação pela geração distribuída e alimentação por

ambos respectivamente.

Essas variáveis são implementadas no bloco de interface GTNET no RSCAD para

poderem ser enviadas aos relés, o cartão de interface da placa GTNET é apresentado na

Figura 26.

Figura 26 - Interface cartão GTNET.

Nele são associadas as variáveis como mostrado na Figura 27.


38

Figura 27 - Associação de variáveis no GTNET.

Existem limitações técnicas para a utilização de relés de proteção nessa simulação,

devido às saídas do cartão GTAO e aos racks utilizados na simulação, a saída da placa

GTAO tem apenas 12 portas, tornando possível a utilização de apenas 2 relés.

Utilizou-se 2 racks, cada subsistema necessitava ser simulado em um rack

separadamente devido a capacidade de processamento de cada rack, os relés 1 e 2 estavam

sendo simulados no mesmo rack que continha a placa GTAO de forma que implementou-se

neles a operação com relés convencionais Schweitzer (SEL). Para os outros relés 3, 4 e 5

utilizou-se os relés disponibilizados na interface do RSCAD DRAFT como mostra a Figura

28.

Figura 28 - Interface de relé no RSCAD.

Para se conectar a saída de sinais do RSCAD com a entrada dos relés foi preciso

utilizar amplificadores conectados à placa GTAO, a qual recebe os sinais de corrente do

curto circuito simulado. A conexão deve ser configurada de forma que possa ser feita a

conversão de sua corrente numa forma que não extrapole os limites de tensão das conexões


39

do relé e do RTDS. Basicamente, tem-se os seguintes componentes desde a saída do TC até

o relé mostrados na Figura 29.

Figura 29 - Configuração das portas do GTAO (Corrente).

Esse esquema representa os ganhos ao longo da conexão desde o RTDS até o relé. O

valor Y é a corrente que sai no secundário do amplificador. O termo SD é um valor que deve

ser aplicado para que o valor de X seja igual ao da entrada do amplificador, como o ganho

do amplificador usado é de 5 para a corrente, o valor de SD tem de ser igual a 25.

Existe também a relação de ganhos para a tensão utilizada na função 67, esses

ganhos são diferentes do ganho da corrente, para ele o ganho de SD tem de ser igual a 250,

já que existe um ganho de 50 no amplificador para a tensão. A Figura 30 ilustra a situação.

Figura 30 - Configuração portas GTAO (Tensão).

A entrada X é ligada à um TC ou TP ideal, cujas relações de correntes e tensões são

feitas através de blocos no RSCAD. Na Figura 31 estão representados os ganhos de cada TC

e TP ideais.

Figura 31 - Representação dos TCs ideais.


40

As entradas ISA, ISB, ISC, são os sinais de corrente provindos do disjuntor 1, as

entradas IDIS2A, IDIS2B, IDIS2C são os sinais do disjuntor 2, as entradas N16, N17 e N18

são os sinais de tensão no disjuntor 2 usados para a Função 67.

Os valores inseridos no campo do ganho do TC ideal dependem da relação de

transformação dos TCs e TPs e dos valores do RTDS. Os sinais de entrada estão em kA e

em kV, de forma que a relação de transformação deve ser multiplicada pelo valor de 1000

como mostra o exemplo a seguir:

[

] (13)

[

] (14)

Para o disjuntor 1:

[

] (15)

Para o disjuntor 2

[

] (16)

Para a tensão do disjuntor 2, o ganho do TP é de 220, de forma que:

[

] (17)

5.2 Implementação do Hardware in the loop.

A interface da placa GTAO tem a função de fazer a conexão do RTDS ao

amplificador. Nela são colocadas as saídas dos TCs e TPs ideais como mostra a Figura 32.


41

Figura 32 - Interface da placa GTAO.

Ligam-se as saídas analógicas da placa GTAO aos amplificadores, que por sua vez

são ligados nas entradas analógicas dos relés. As saídas digitais dos relés são ligadas às

entradas digitais da placa GTFPI por onde os sinais de TRIP retornam ao RTDS como

mostra a Figura 33.

Figura 33 - Interface da placa GTFPI.

Para completar o Hardware in the loop associa-se os sinais de TRIP aos comandos de

abertura e religamento dos disjuntores no RSCAD, exemplificado na Figura 34.


42

Figura 34 - Comando para abertura e religamento de disjuntor.

5.3 Parametrização dos relés

Para a parametrização dos relés Schweitzer é necessário a utilização do software

QuickSet, esse software realiza a interface entre o relé e um Computador Pessoal (PC), cuja

interface é apresentada na Figura 35.

Figura 35 - Interface do Quickset.

Foram utilizados relés do modelo 421, que possui entre outras funções as funções de

sobrecorrente (50 e 51) e a função direcional (67). No relé é possível a parametrização de 6

grupos de parâmetros diferentes, de forma que cada relé pode operar para 6 cenários

distintos mostrados na Figura 36. No entanto para esse caso analisado são usados apenas 3

grupos de parametrização.


43

Figura 36 - Grupos de parametrização no QuickSet.

Assim colocam-se os parâmetros previamente calculados nos grupos para os relés, as

Tabelas de 12 a 16 mostram a parametrização do relé 1.

Grupo 1

Tabela 12 – Parâmetros função 51, grupo 1.

Time overcurrent

51S1 O/C pickup Pickup função 51 0,35

51S1 Inv-Time O/C Time Dial Dial de tempo função 51 0,30

51S1 Inv-Time O/C Time Curve Curva utilizada na proteção C1


Instantaneous Overcurrent

50P1P Pickup Pickup função 50 2,51

Grupo 3

Tabela 14 – Parâmetros função 51, grupo 3

Time overcurrent

51S1 O/C pickup Pickup função 51 0,35

51S1 Inv-Time O/C Time Dial Dial de tempo função 51 0,20

51S1 Inv-Time O/C Time Curve Curva utilizada na proteção C1


44


Instantaneous Overcurrent

50P1P Pickup Pickup função 50 2,51

Tabela 16 – Parâmetros de saída

Main Board Outputs

Out 103 Saída de sinais booleanos do relé TRIP

O procedimento é repetido para o relé 2, utilizando as funções 50, 51 e 67 de cada

grupo de ajustes.

A seleção do grupo de ajustes é feita através das variáveis que chegam através das

mensagens GOOSE, A configuração dessas mensagens é feita através de outro software da

SEL, o Architect ®. A interface deste é mostrada na Figura 37.

Figura 37 - Interface do Architect

Na Figura 38 mostra que com a parametrização, as variáveis GROUP1, GROUP2 e

GROUP3 chegam ao relé com o nome de CCIN001 CCIN002 e CCIN003 respectivamente.


45

Figura 38 - Parametrização das mensagens GOOSE.

As variáveis parametrizadas, por sua vez, têm de ser associadas aos seletores de

grupo através do QuickSet. Como mostra a Figura 39.

Figura 39 - Variáveis seletoras de grupo no Quickset.

Assim se completa o sistema de comunicação da proteção da microrrede, de forma que

o RSCAD (Controlador Central) pode mandar os comandos para a mudar a parametrização

dos relés conforme a necessidade.

6 Análise dos resultados

Para testar as parametrizações do sistema foram testadas 4 faltas em lugares diferentes

na microrrede mostradas na Figura 40. A falta 1 entre o relé 2 e a fonte, a falta 2 entre os

relés 2 e 3, a falta 3 no ramo de baixa tensão e a falta 4 entre a geração distribuída e o relé 3.

Faltas trifásicas foram testadas pois representavam o pior caso, para assim testar sua

seletividade, coordenação e comunicação.


46

Figura 40 - Posições das faltas na microrrede.

6.1 Teste de Seletividade e coordenação

Quando o sistema está alimentado apenas pela fonte, o disjuntor 4 já está aberto e a

geração distribuída encontra-se desligada, para testar a seletividade e coordenação do

sistema testes foram realizados de maneira a garantir que caso ocorra a falha de algum

disjuntor o relé de backup irá atuar.

Para a falta 4, o relé 3 deveria ser o primeiro a atuar, seguido por seus relés instalados

a montante simulando a falta temos o resultado apresentado na Figura 41, as variáveis

IDIS2A, IDIS2B e IDIS2C são as variáveis associadas ao disjuntor 2, sendo que as variáveis

IDIS3A, IDIS3B e IDIS3C são as variáveis associadas ao disjuntor 3.


47

Figura 41 - Teste relé 3.

Pode-se ver que a seletividade e a coordenação são respeitadas. O relé 3 atua para a

falta 4, porém se o disjuntor 3 falhar a abertura, quem deve atuar é o relé 2. Simulando a

mesma falta novamente tem-se a Figura 42 onde as correntes ISA, ISB e ISC são as

correntes do disjuntor associado à fonte.

0 0.25 0.5 0.75 1 1.25 1.5

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.25 0.5 0.75 1 1.25 1.5

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

kA

IDIS2A IDIS2B IDIS2C

0 0.25 0.5 0.75 1 1.25 1.5

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

kA



48

Figura 42 - Teste, trip 2.

A seletividade e coordenação são novamente respeitadas, protegendo o sistema

adequadamente como esperado.

Novamente testando a seletividade e coordenação, caso o disjuntor 2 não opere o

relé 1 tem de operar, já que é o relé a montante. A Figura 43 mostra a simulação deste caso.

0 0.25 0.5 0.75 1 1.25 1.5

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.25 0.5 0.75 1 1.25 1.5

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

kA

ISA ISB ISC

0 0.25 0.5 0.75 1 1.25 1.5

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

kA



49

Figura 43 - Teste, trip 1.

O relé 1 opera isolando o sistema como esperado, fazendo a operação de back-up se os

disjuntores 2 e 3 falharem.

Se o disjuntor 5 falhar, o relé 2 deve ser o primeiro a atuar, já que é o relé a montante.

Simulando a falta o resultado é mostrado na Figura 44.

Figura 44 - Teste trip, falha no disjuntor 5.

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.66667 1.33333 2 2.66667 3.33333 4

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5


50

Pode-se ver que com a falha do disjuntor 5, a seletividade e coordenação são

respeitadas com o relé 2 atuando.

6.2 Faltas para o sistema operando com alimentação pela fonte

Com o sistema operando pela fonte se a falta 3 acontecer quem deve atuar é o relé 5

já que este é quem protege o trecho de baixa tensão. Esse relé não muda sua parametrização,

já que para todos os 3 casos ele tem a mesma demanda de potência, portanto tem a mesma

corrente de carga em todos os casos, portanto terá o mesmo Ipick-up e o mesmo dial de

tempo respeitando o critério que os relés a jusante devem ter o dial de tempo menor que os

relés a montante para um sistema radial. A simulação da falta 3 é mostrada na Figura 45.

Figura 45 - Falta 3, trip 5.

A proteção opera como desejado, com o relé 5 atuando para uma falta no ramal de

baixa tensão, isolando o devido ramal.

Para a falta 4 quem deve atuar é o relé 3, já que é o mais próximo. Simulando a falta

tem-se a Figura 46.

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-0.1

0

0.1

0.2

kA



51

Figura 46 - Falta 4, caso 1

O relé 3 sendo o relé mais próximo à falta opera como esperado, isolando o trecho a

jusante do disjuntor 3.

Para a falta 2 quem deve atuar é o relé 2 já que é o mais próximo a falta. Simulando-

se a falta se tem esse resultado mostrado na Figura 47.

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

kA



52

Figura 47 - Falta 2, caso 1.

O relé 2 sendo o relé mais próximo à falta opera como esperado, isolando o trecho a

jusante do disjuntor 2.

Para a falta 1 quem deve atuar é o relé 1 já que é o mais próximo a falta. A Figura 48

apresenta o resultado da simulação para essa falta.

0 0.25 0.5 0.75 1 1.25 1.5

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.25 0.5 0.75 1 1.25 1.5

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

kA



53


Quando a falta ocorre próxima ao relé 1, pode-se ver que o relé atende a coordenação

do sistema, operando como esperado.

6.3 Faltas para o sistema operando com alimentação pelo gerador

A coordenação e a seletividade desse caso são as mesmas do caso anterior, porém

com o fluxo de potência inverso, de forma que se a falta 1 acontecer, quem deve atuar é o

relé 2, já que é o relé a montante da falta. Além disso se a parametrização não for trocada a

proteção não funciona. A Figura 49 mostra o resultado da simulação da falta 1 para esse

novo grupo de ajustes.

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-20

-10

0

10

20

kA

ISA ISB ISC


54


Como se pode ver, a parametrização foi trocada e o relé 2 atuou como esperado

garantindo a proteção do sistema.

A falta 2 deve fazer com que o relé 3 opere já que é o próximo relé a montante a

partir da falta. Fazendo-se a simulação temos o resultado apresentado na Figura 50.

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

kA



55


O relé 3 opera como esperado, isolando o trecho do sistema protegido pelo disjuntor 3

respeitando a coordenação e seletividade do sistema.

Simulando a falta 4, o relé 4 deve operar pois a falta é próxima ao gerador e o relé 4 é

o relé mais próximo a montante. A Figura 51 mostra o resultado da simulação.

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-1

-0.5

0

0.5

1

kA



56


No caso de uma falta próxima à geração distribuída como na falta 4, pode-se ver que

o relé 4 atua protegendo o sistema e respeitando a coordenação e seletividade.

6.4 Teste de seletividade e coordenação para o sistema operando com alimentação

do gerador e da fonte

Para testar a coordenação para o terceiro caso é feito o mesmo procedimento do item

9.1 onde é feito o teste da proteção de backup.

Começando pela falta 1, se o disjuntor 2 falhar em isolar o subsistema pela função 67

o relé de backup será o relé 3 que terá de atuar pela função 51 para isolar a falta. Testando

para uma falha do disjuntor 2 tem-se o resultado é apresentado na Figura 52.

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-100

-50

0

50

100

kA

IBRKA3 IBRKB3 IBRKC3


57

Figura 52 - Teste de seletividade falta 1 caso 3.

Os relés 1 e 3 operaram como esperado garantindo a proteção do sistema mesmo

com a falha do disjuntor 2.

Para a falta 2 se os disjuntores 2 e 3 falharem os relés 1 e 4 tem que atuar como mostra

a Figura 53.

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-20

-10

0

10

20

kA

ISA ISB ISC

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

kA


0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

kA



58

Figura 53 - Teste de seletividade falta 2, caso 3.

Pode-se ver que mesmo com a falha dos disjuntores 2 e 3, os relés 1 e 4 protegeram o

sistema, isolando a falta.

A falta 3 será idêntica a falta 2. Para este caso, se a proteção do relé 5 não funcionar,

isso deixa a falta 4 como o ultima a ser testada, se o disjuntor 3 não isolar o sistema pela

função 67 o relé 2 tem de atuar pela função 51. Simulando a falta tem-se o seguinte

resultado na Figura 54.

0 0.33333 0.66667 1 1.33333 1.66667 2

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.33333 0.66667 1 1.33333 1.66667 2

-1

-0.5

0

0.5

1

kA


0 0.33333 0.66667 1 1.33333 1.66667 2

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

kA

ISA ISB ISC


59

Figura 54 - Teste de seletividade falta 4 casos 3.

A proteção atuou como esperado, protegendo o sistema mesmo com a falha do

disjuntor 3.

0 0.33333 0.66667 1 1.33333 1.66667 2

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.33333 0.66667 1 1.33333 1.66667 2

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

kA


0 0.33333 0.66667 1 1.33333 1.66667 2

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

kA


0 0.33333 0.66667 1 1.33333 1.66667 2

-100

-50

0

50

100

kA



60

6.5 Faltas para o sistema operando com alimentação do gerador e da fonte

Para um sistema convencional de proteção, casos como esse se mostram um desafio. A

proteção convencional radial não funciona para este caso, para a falta 1 por exemplo, os

relés que deveriam atuar são os relés 1 e 2, isolando a falta. Simulando-se a falta sem a troca

da parametrização tem-se o resultado da Figura 55.

Figura 55 - Erro de seletividade.

Sem a componente direcional quem atua são os relés 1 e 3, causando um erro de

seletividade.

Usando as lógica para a mudança de parametrização através das mensagens GOOSE

é possível proteger a microrrede para este caso, porém para a proteção de microrredes é

necessário que seja pensado e analisado separadamente cada caso de acordo com a situação.

Simulando-se o sistema já com a parametrização correta, para a falta 1 os relés 1 e 2

devem atuar como mostra a Figura 56. O relé 1 atua pelas funções (50/51), já o relé 2 tem de

isolar o subsistema atuando pela função 67 direcional antes que o relé 3 atue pela função

(50/51) o que poderia causar um desligamento desnecessário de carga, afetando os índices

de qualidade do sistema.


61


Como se pode ver o sistema de proteção atuou corretamente e a comunicação com o

relé foi feita de forma que o grupo de proteção fosse alterado. Apenas os relés 1 e 2 atuaram

como previsto.

Para a falta 2, os relés 2 e 3 devem atuar pela função (50/51) já que o sentido da

corrente nos mesmos não se inverte. Simulando a falta tem-se o resultado apresentado na

Figura 57.

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-20

-10

0

10

20

kA

ISA ISB ISC

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

kA



62


A proteção atuou como esperado, isolando o sistema através dos relés 2 e 3. Agora,

resta apenas uma falta para ser testada, a falta 4. Neste caso apenas os relés 3 e 4 devem

atuar, sendo o relé 3 pela função 67 direcional e o relé 4 pela função (50/51), simulando a

falta obtem-se o seguinte resultado mostrado na Figura 58.

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

kA


0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-1

-0.5

0

0.5

1

kA



63


Assim pode-se ver que o sistema de proteção funcionou de acordo com o esperado, os

relés atuaram como esperado, protegendo a microrrede para todas as 3 condições de

operação no sistema.

Com as mudanças automáticas na parametrização através das mensagens GOOSE, o

sistema garante a continuidade da proteção mesmo após uma falta que desligue um trecho

que é alimentado pelo gerador ou pela fonte, alterando a parametrização automaticamente

após a falta.

6.6 Análise da resposta de tempo de relés

Parametrizou-se as mensagens GOOSE através também dos softwares do Architect e

do Quickset. Os relés 421 da SEL tem variáveis pré – determinadas para as mensagens

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

TRIP1

TRIP2

TRIP3

TRIP4

TRIP5

0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

kA


0 0.16667 0.33333 0.5 0.66667 0.83333 1

-100

-50

0

50

100

kA



64

GOOSE de alta velocidade. Neste caso a variável de saída do trip através do GOOSE foi

atribuída à variável de saída CCOUT001 como mostra a Figura 59.

Figura 59 - Trip através do GOOSE no Quickset.

Através do Architect essa variável foi associada à mensagem GOOSE com a variável

CCOOUTGGIO21, a Figura 60 mostra a interface de parametrização.

Figura 60 - Trip através do GOOSE no Architect.

Simulando a falta 1 para o sistema, analisou-se diferença de tempo da resposta para o

sistema em hardware-in-loop e para o sistema utilizando mensagens GOOSE. A Figura 61

mostra a diferença da resposta de tempo para o relé 1 e para o relé 2, as variáveis TRIP1 e

TRIP2 são os sinais de trip pelo hardware-in the-loop. As variáveis TRIP1G e TRIP2G são

os sinais de Trip das mensagens GOOSE.


65

Figura 61 - Sinais de trip de malha fechada e GOOSE.

A diferença de tempo nos trips foi de 1.76 ms para o relé 1 e de 1.44 ms para o relé 2,

um ganho considerável para sistemas onde o tempo de atuação do relé é de demasiada

importância.

7 Conclusão e trabalhos futuros

7.1 Conclusão

Devido a crescente demanda por fontes renováveis, a geração distribuída em

microrredes tem grande tendência de crescimento, essa topologia gera grande dificuldades e

desafios na área da proteção. A proteção adaptativa da rede é uma possível alternativa para

garantir a confiabilidade e a seletividade do sistema, essa proteção é assistida pela norma

IEC 61850.

As mensagens GOOSE se mostraram uma alternativa para quando o tempo de atuação

do sistema é de grande importância, garantindo um tempo de atuação mais rápida que o

convencional e garantindo a comunicação e interoperabilidade entre relés de proteção.

0.61204 0.61243 0.61283 0.61322 0.61361 0.614 0.6144

TRIP1

TRIP1G

0.40498 0.40547 0.40596 0.40645 0.40694 0.40744 0.40793

TRIP2

TRIP2G


66

A função direcional 67 se mostrou de grande importância na proteção da microrrede,

devido à sua capacidade de detectar mudanças nos fluxos de potência, tornando assim

possível a detecção de faltas dentro dos subsistemas.

Para a proteção de microrredes se mostrou necessário que seja feito um estudo para a

proteção para cada caso, já que com a introdução da geração distribuída os fluxos de

potencia não são radiais. Além disso o local da escolha para a introdução da geração da

geração distribuída altera a distribuição dos fluxos de potência.

A quantidade de geradores inseridos no sistema também gera grandes desafios, pois a

quantidade de geradores interfere diretamente no número de casos de parametrização pré-

calculados para o sistema, portanto se alguma microrrede tiver muitos geradores, vai

obrigatoriamente precisar de um relé de proteção com múltiplos grupos de ajustes de relés

para implementar uma proteção adaptativa.

7.2 Trabalhos futuros

Um interessante trabalho seria a possibilidade de estudo da influência da geração

distribuída para os reguladores de tensão, já que esses reguladores de tensão estão

diretamentes associadas ao fluxo de potência unidirecional.

Outro estudo importante é a influência de geradores de energias renováveis na

microrrede, já que nesse caso foi usada um gerador diesel.

O estudo da proteção contra harmônicos no sistema se mostrou importante já que

com a inserção da geração distribuída o nível de harmônicos no sistema aumenta, podendo

afetar os índices de qualidade.

O efeito da quantidade de geradores no sistema também se mostrou importante, já

que com muitos geradores se mostra um desafio aplicar a proteção adaptativa, já que a

quantidade de grupos de ajustes nos relés é limitada.


67

8 Referências

[1] RODRIGUES, Israel Resende A.; CONTI, Alberto de. Desafios na Proteção de

Microrredes. Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos, UFRN, Natal, 2016.

[2] GUERRERO, Carlos Alberto Villegas. USO DO RTDS EM TESTES DE

ESQUEMAS DE TELEPROTEÇÃO APLICANDO O PADRÃO IEC 61850. 180 f.

Dissertação (Mestrado) - Curso de Engenharia Elétrica, Unifei, Itajubá, 2011.

[3] KINDERMANN, Geraldo. Proteção de sistemas elétricos de

potência. Florianópolis: Edelbra, 1999.

[4] MARDEGAN, Cláudio. Proteção e seletividade. Disponível em:

<http://www.osetoreletrico.com.br/web/documentos/fasciculos/Ed51_abril_fasc_prot

ecao_seletividade_capIV.pdf>. Acesso em: 11 maio 2017.

[5] BERNARDES, Alexandre Paciência. Esquema completo de proteção

diferencial de transformadores para testes em um relé digital. 2006. 114 f.

Dissertação (Mestrado) - Curso de Engenharia Elétrica, Usp, São Carlos, 2006.

[6] HATZIARGYRIOU, Nikos. MICROGRIDS ARCHITECTURES AND CONTROL,

IEEE.

[7] IEEE 34 NODE TEST FEEDER. Disponível em:

<https://ewh.ieee.org/soc/pes/dsacom/testfeeders/>. Acesso em: 16 maio 2017.

[8] NIKKHAJOEI, H. Microgrid Protection, IEEE, 2007.

[9] OUDALOV, Alexandre et al. Advanced Architectures and Control Concepts for MICROGRIDS. 2012.

[10] R. E. Mackiewicz, Overview of IEC 61850 and Benefits, IEEE, 2006

[11] SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES. RELÉ 421: Manual.


68

9 Apêndice

Tabela 16 – Cargas pontuais.

Barra Modelo

de carga Ph-1 Ph-1 Ph-2 Ph-2 Ph-3 Ph-3

kW kVar kW kvar kW kVar

860 Y-PQ 20 16 20 16 20 16

840 Y-I 9 7 9 7 9 7

844 Y-Z 135 105 135 105 135 105

848 D-PQ 20 16 20 16 20 16

890 D-I 150 75 150 75 150 75

830 D-Z 10 5 10 5 25 10

Total 344 224 344 224 359 229

Tabela 17 – Cargas Distribuídas.

Barra Barra Modelo

de carga Ph-1 Ph-1 Ph-2 Ph-2 Ph-3 Ph-3

A B kW kVar kW kVar kW kVar

802 806 Y-PQ 0 0 30 15 25 14

808 810 Y-I 0 0 16 8 0 0

818 820 Y-Z 34 17 0 0 0 0

820 822 Y-PQ 135 70 0 0 0 0

816 824 D-I 0 0 5 2 0 0

824 826 Y-I 0 0 40 20 0 0

824 828 Y-PQ 0 0 0 0 4 2

828 830 Y-PQ 7 3 0 0 0 0

854 856 Y-PQ 0 0 4 2 0 0

832 858 D-Z 7 3 2 1 6 3

858 864 Y-PQ 2 1 0 0 0 0

858 834 D-PQ 4 2 15 8 13 7

834 860 D-Z 16 8 20 10 110 55

860 836 D-PQ 30 15 10 6 42 22

836 840 D-I 18 9 22 11 0 0

862 838 Y-PQ 0 0 28 14 0 0

842 844 Y-PQ 9 5 0 0 0 0


69

844 846 Y-PQ 0 0 25 12 20 11

846 848 Y-PQ 0 0 23 11 0 0

Total 262 133 240 120 220 114

Tem-se que as linhas de transmissão nesse sistema também representam grande parte

da potência demandada, os modelos de linhas utilizados são apresentados nas tabelas a

seguir.

Tabela 18 – Tipo da linha de transmissão do sistema.

Barra A Barra B Comprimento (pés) Tipo de configuração

800 802 2580 300

802 806 1730 300

806 808 32230 300

808 810 5804 303

808 812 37500 300

812 814 29730 300

814 850 10 301

816 818 1710 302

816 824 10210 301

818 820 48150 302

820 822 13740 302

824 826 3030 303

824 828 840 301

828 830 20440 301

830 854 520 301

832 858 4900 301

832 888 0 XFM-1

834 842 280 301

836 840 860 301

836 862 280 301

842 844 1350 301

844 846 3640 301

846 848 530 301

850 816 310 301

852 832 10 301

854 856 23330 303


70

854 852 36830 301

358 864 1620 302

858 834 5830 301

858 864 1620 302

860 836 2680 301

862 838 4860 304

888 890 10560 300

Os parâmetos dos tipos de configuração são apresentados a seguir:

Tabela 19 – Configuração tipo 300.

Z (R+JX) em ohms por milha

1,3368 1,3343 0,2101 0,5779 0,2130 0,5015

1,3238 1,3569 0,2066 0,4591

1,3294 1,3471

B em micro Siemens por milha

5,3350 -1,5313 -0,9943

5,0979 -0,6212

4,8880



1,9300 1,4115 0,2327 0,6442 0,2359 0,5691

1,9157 1,4281 0,2288 0,5238

1,9219 1,4209


5,1207 -1,4364 -0,9402

4,9055 -0,5951

4,7154



2,7995 1,4855 0 0

0 0

0



71

4,2251 0 0

0 0

0

Tabela 22 - Configuração tipo 303.


0 0 0

2,7995 1,4855 0

0


0 0 0

4,2251 0

0



0 0 0

1,9217 1,4212 0

0


0 0 0

4,36 0

0

O sistema também possui capacitores shunt:

Tabela 24 – Potências reativas dos capacitores shunt.

Barra Ph-A (kVar) Ph-B (kVar) Ph-C (kVar)

844 100 100 100

848 150 150 150

Total 250 250 250

Contudo o sistema tem uma demanda total de:


72

Tabela 25 – Demanda total do sistema.

Demanda total

Potência ativa total (MW) 204,87

Potência reativa total (MVar) 29,25

Fator de Potência 0,99

universidade federal de itajubÁ instituto de …saturno.unifei.edu.br/bim/201800161.pdf · tabela...

Documents