Tipos de Medidas Consideradas - Parˆ ametros da rede

A.1 Parˆ ametros da rede

3.2 Tipos de Medidas Consideradas

As técnicas de localiza¸cão de faltas propostas nos cap´ıtulos 4 e 5 assumem a dispo- nibilidade de medi¸cões pré-falta e durante a falta de tensão e corrente em vários pontos do sistema de distribui¸cão. Essas medi¸cões são enviadas por meio de um sistema de comunica¸cão para as centrais de gerenciamento, onde são processadas para e execu¸cão das técnicas. No- vamente, vale ressaltar que as etapas de aquisi¸cão, conversão, transferência e processamento das medi¸cões não são objetos de estudo nesse trabalho.

As grandezas requisitadas podem ser disponibilizadas por meio de equipamentos de medi¸cão com capacidade de registrar as medidas associadas aos eventos de faltas. Os registros podem ser valores dos módulos ou oscilografias. Nesse trabalho, essas medidas são chamadas de medi¸cões convencionais. Alternativamente, os medidores podem reportar os valores dos fasores sincronizados ou não sincronizados. A defini¸cões e caracter´ısticas desses tipos de medi¸cões são mostradas a seguir.

3.2.1 Medi¸c˜oes Fasoriais

Na medi¸cão fasorial assume-se que os medidores reportam a central de gerenciamento dos dados, as medidas de módulos e ângulos das tensões e correntes, pré-falta e durante a falta. Para obten¸cão dos ângulos das medidas, é necessário uma referência de tempo para que todos os ângulos sejam obtidos a partir da referência. A referência pode ser global e externa ao medidor, por exemplo, via GPS (Global Positioning System). De outra forma, a referência pode ser apenas local e interna, a partir do próprio relógio interno do medidor. A origem da referência de tempo classifica as medi¸cões em sincronizadas e não sincronizadas, mostradas a seguir.

Medi¸c˜ao Fasorial Sincronizada

As medi¸cões fasorias sincronizadas são medi¸cões dos fasores de tensão e corrente coletadas em vários pontos do sistema de distribui¸cão, em que possuem referência de tempo comum, obtida via GPS. Medi¸cões sincronizadas podem ser obtidas de equipamentos cha- mados de PMU’s (Phasor Measurement Units). Entretanto, em sistemas de distribui¸cão, a utiliza¸cão de PMU’s é limitada devido ao alto custo. De outra forma, essas medidas po- dem ser obtidas via equipamentos denominados µPMU’s, que são PMU’s de baixo custo e pequena dimensão (MEIER et al., 2014), (PINTE et al., 2015) desenvolvidas para sistemas de distribui¸cão. As µPMU’s dispon´ıveis no mercado foram projetadas pela Universidade da Ca- lifórnia em parceria com Power Standards Laboratory (PSL) e Lawrence Berkeley National Laboratory (LBNL) (PSL, 2015).

Medi¸c˜ao Fasorial N˜ao Sincronizada

Sabendo da capacidade de alguns medidores em amostrar formas de onda de tensão e corrente, esses medidores podem ser alterados para calcular e reportar mais informa¸cão, além dos módulos das grandezas monitoradas, que são os ângulos entre as medidas coletadas em um ponto do sistema de distribui¸cão (JANSSEN et al., 2012). Para isso, basta uma referência temporal local, originada do próprio relógio do medidor, ou tomando-se uma medida como referência. Assim, cada medidor é capaz fornecer os módulos e os ângulos das tensões e correntes monitoradas pelo medidor em rela¸cão à tensão da fase a do próprio medidor. Note que os diversos medidores não estão sincronizados entre si.

3.2.2 Medi¸c˜oes Convencionais

Medi¸cões convencionais são aquelas mais comumente dispon´ıveis pelos equipamentos de medi¸cão, portanto, referem-se as formas de onda armazenadas ou apenas os valores dos módulos das grandezas elétricas. Os dados das oscilografias de faltas são armazenadas na memória do medidores de qualidade de energia (SIEMENS, 2016;SCHWEITZER, 2013a) ou em registradores de faltas (ABB, 2014; SIEMENS, 2015) após o evento ser detectado pelo equi- pamento. No que se refere somente as medi¸cões dos módulos, medidores menos sofisticados poderão ser utilizados para a execu¸cão das técnicas, desde que tenham, ao menos, a capacidade de enviar os valores dos módulos das tensões e correntes armazenados em memória, logo após a ocorrência da falta (ABB, 2012).

As técnicas de localiza¸cão de faltas propostas consideram a modelagem estática do sistema de distribui¸cão em corrente alternada, ou seja, requerem a utiliza¸cão de fasores. Quando estão dispon´ıveis medidas de módulos ou oscilografias, faz-se necessário a utiliza¸cão de processos adicionais para a obten¸cão desses fasores.

Medi¸c˜oes Convencionais de M´odulos

Quando medidores menos sofisticados estão instalados no sistema de distribui¸cão, são medidos apenas os módulos das tensões e correntes. Dessa forma, para transformar essas medidas em fasores, atribuem-se aos ângulos das fases a, b, c das grandezas monitoradas, os ângulos de 0◦_{, −120}◦_{, 120}◦_{, respectivamente. Essas aproxima¸cões são consideradas tanto} para as medi¸cões de tensão pré-falta e durante a falta, quanto para as medi¸cões de corrente pré-falta e durante a falta. Este cenário corresponde a um sistema equilibrado sob falta equilibrada.

Medi¸c˜oes Convencionais de Oscilografias

Sabendo-se que muitos equipamentos de medi¸cão reportam oscilografias de faltas, a seguir é apresentado um algoritmo que tem o objetivo de extrair e sincronizar os fasores de tensão e corrente, pré-falta e durante a falta. Esse algoritmo é uma das contribui¸cões desse trabalho, servindo como alternativa à obten¸cão de medi¸cões fasoriais sincronizadas a partir de

µPMU’s. O algoritmo proposto utiliza o próprio dist´urbio gerado pela falta como referência de tempo para sincronizar os fasores, bem como separar os sinais pré-falta e durante a falta. No momento e no local da falta ocorrem afundamentos de tensão nas fases sob falta que se propagam para toda rede. Esses distúrbios se propagam com velocidade próxima a da luz (MILIOUDIS et al., 2012) e podem ser identificados nos pontos de medi¸cão. Como o sistema de distribui¸cão é pouco extenso, podemos assumir que os distúrbios incidem nos pontos de medi¸cão ao mesmo tempo. Consequentemente, as amostras de tensão e corrente coletadas pelos medidores podem ser sincronizadas usando o instante de deteçcão do afundamento de tensão como referência temporal.

Alguns trabalhos aplicam a teoria de ondas viajantes para sincronizar amostras, o que requerem técnicas de processamento de sinais ou um gerador de sinal de distúrbio (GRILO et al., 2014) contendo componentes ativos. Nesta tese é usado um algoritmo sim- ples baseado nas amplitudes dos sinais de tensão medidos para detectar a varia¸cão brusca

nos módulos das tensões. Para executar a sincroniza¸cão das amostras é necessário que os medidores tenham taxa de amostragem suficiente e capacidade de armazenamento dos registros da falta.

Em cada medidor, a oscilografia da tensão em uma fase sob falta é analisada. Uma janela de meio ciclo da frequência fundamental do sinal se move a cada amostra, e para cada janela é calculada a amplitude do sinal por (3.1), onde S é o valor instantâneo do sinal de tensão e N é o n´umero de amostras por ciclo.

S_{RM S}k = v u u u t 2 N k X n=1+k−N/2 S2_(n) _(3.1)

A sincroniza¸cão é feita com base no instante da amostra k, onde a condi¸cão (3.2) é satisfeita. Em (3.2) ∆Sk ₌ S k RM S− SRM Sk−1

. A Figura 3.2 ilustra o processo de varredura de uma oscilografia de falta, coletada no medidor com 16 amostras/ciclo, até a amostra de sincroniza¸cão k. A amostra de sincroniza¸cão k também é utilizada para separar o sinal pré-falta e o sinal durante a falta.

∆Sk_{> 2 × max (∆RMS)} (3.2) ∆RMS = " ∆Sk−1; ∆Sk−2; ...; ∆Sk−N # (3.3) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 −1.5 −1 −0.5 0 0.5 1 x 104 janela 1

janela 2 janela 10_{janela 11} amostra 8 amostra 9 amostra k − 1 amostra k amostras te n s˜a o (V )

Figura. 3.2: Sinal de tens˜ao.

O vetor ∆RMS mostrado em (3.3) contém as varia¸cões de amplitude entre meio ciclos consecutivos. Essas varia¸cões, ∆Sk_{, são próximas de zero na condi¸cão pré-falta. Portanto, o}

súbita na amplitude do sinal. Para extrair os fasores das oscilografias em cada medidor, é utilizada a transformada discreta de Fourier (SMITH, 1999), executada nos sinais de tensão e corrente pré-falta entre as amostras [k − N, k − 1] e nos sinais de tensão e corrente em regime permanente da falta entre as amostras [k + 2N, k + 3N − 1].

No documento Técnicas para localização de defeitos em sistemas modernos de distribuição de energia elétrica (páginas 31-35)