Investigação de Esquemas de Proteção para Linhas de Transmissão em EAT com Circuitos Duplos e com Compensação Série-Fixa.

Itajubá – MG

2016

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

Programa de Pós-graduação Em Engenharia Elétrica

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

Investigação de Esquemas de Proteção para Linhas de

Transmissão em EAT com Circuitos Duplos e com Compensação

Série-Fixa

Itajubá – MG

2016

João Marcondes Corrêa Guimarães

Investigação de Esquemas de Proteção para Linhas de

Transmissão em EAT com Circuitos Duplos e com Compensação

Série-Fixa

Dissertação submetida ao Programa de

Pós-Graduação em Engenharia Elétrica como parte dos

requisitos para obtenção do Título de Mestre em

Ciências em Engenharia Elétrica.

Área de Concentração: Sistemas Elétricos de Potência

Orientador: Prof. Dr. Paulo Marcio da Silveira Co-Orientador: Prof. Dr. Ronaldo Rossi

A minha família

Minha namorada

Ligia Cintra Pereira

E amigos.

Aos professores Paulo Marcio da Silveira e Ronaldo Rossi pela orientação e amizade.

Ao professor Mauricio Passaro pelo auxilio.

Ao CERIn por estar sempre de portas abertas.

A ONS e o Engenheiro Carlos Campinho pelo fornecimento de dados para realização desse estudo.

O principal objetivo desse trabalho é apresentar a simulação de um sistema de transmissão complexo real, de maneira fiel, onde compensações shunt e série são utilizadas para aumento da capacidade de transmissão e ganho na margem de estabilidade do sistema. A compensação série e seus impactos na proteção de distância foram o foco desse estudo. Fenômenos como inversão de tensão e corrente e a vulnerabilidade causada na proteção foram simuladas, sendo observado o sobrealcance para proteção de distância e vulnerabilidade para esquemas de teleproteção POTT. Ressalta-se a importância da proteção própria dos bancos de capacitores para os casos estudados. O método de modelagem e validação do sistema através dos níveis de curto-circuito e fluxo de carga obtidos através de programas computacionais são explanados com riqueza de detalhes. Uma montagem em hardware-in-the-loop, malha fechada, foi realizada para verificação da performance de relés digitais frente aos distúrbios nesse sistema.

This work presents the simulation of a real complex transmission system where shunt and series compensations are used to increase transmission capability and system stability margin improvement. The series compensation and its impact on the distance protection were the focus of this study. Phenomena such as voltage and current inversion and the impact caused over the protection were simulated, being observed distance protection overreach and the vulnerability of the POTT teleprotection scheme. It is important to highlight the capacitor self-protection importance for the cases studied. The modeling method and system validation through the short circuit levels and load flow obtained through computer programs are explained in great detail. A hardware-in-the-loop scheme, closed loop simulation, was used to verify the digital relays performance when causing disturbances in the system.

Figura 1 – Sistema Interligado Nacional Fonte: SINDAT ONS ... 1

Figura 2 - Simulador Digital em Tempo Real - RTDS... 5

Figura 3 – Sistema Explicativo ... 9

Figura 4 - Reatores de Linha ... 10

Figura 5 - Representação π-Nominal de uma Linha de Transmissão ... 10

Figura 6 - Representação da Compensação Série Fixa [1] ... 11

Figura 7 - Compensação Série Fixa em Sobradinho. Fonte: Siemens... 12

Figura 8 - Posição de Instalação da Compensação ... 12

Figura 9 - Representação da Compensação Série Fixa. Fonte: RTDS ... 13

Figura 10 - Comportamento da Tensão Sobre o Capacitor Durante Falta [20] ... 14

Figura 11 - Transferência de Potência ... 15

Figura 12 - Transferência de Potência Com Compensação Série ... 16

Figura 13 - Efeito da Compensação na Transferência de Potencia ... 17

Figura 14 – Margem de Estabilidade – (a) Sistema não Compensado (b) Sistema Compensado. Fonte: NR Electric Corporation ... 17

Figura 15 - Inversão de Tensão [20] ... 19

Figura 16 - Inversão de Corrente [20] ... 19

Figura 17 - Zonas de Proteção ... 20

Figura 18 - Característica MHO [23] ... 21

Figura 19 - Característica Quadrilateral [23] ... 22

Figura 20 - POTT Transferência de atuação permissiva com Sobrealcance ... 24

Figura 21 - Principio de Funcionamento POTT ... 24

Figura 22 - Efeito da Ressonância Subsíncrona no Diagrama R-X [20] ... 25

Figura 23 - Posição de Instalação do TP [19] ... 25

Figura 24 - Loop para faltas Fase-Terra ... 26

Figura 25- Loop para faltas Fase-Fase ... 27

Figura 26 - Loop de Faltas Fase-Fase-Terra ... 27

Figura 27 - Compensação no Ponto Intermediário [25] ... 28

Figura 28 - Compensação em Somente um Terminal [25] ... 28

Figura 29 - Compensação em Ambos terminais [25] ... 29

Figura 33 - Geometria de Torre Típica Trecho 1 ... 42

Figura 34 – (a) Flecha dos Cabos Trecho 1 (b) Espaçamento Entre Condutores Trecho 1 ... 43

Figura 35 - Geometria de Torre Típica 2 ... 44

Figura 36 – (a) Flecha dos Cabos Trecho 2.1 (b) Espaçamento Entre Condutores Trecho 2.1 45 Figura 37 – (a) Flecha dos Cabos Trecho 2.2 (b) Espaçamento Entre Condutores Trecho 2.2 46 Figura 38 - Geometria de Torre Típica 3 ... 46

Figura 39 – (a) Flecha dos Cabos Trecho 3 (b) Espaçamento Entre Condutores Trecho 3 ... 47

Figura 40 - Subestação (A) Miracema (B) Gurupi (C) S. Mesa (D) Samambaia (E) Peixe 2 (F) S. Mesa 2 (G) Luziânia. Fonte: Google Earth ... 48

Figura 41 - Verificação Distância Entre Torres Miracema – Gurupi. Fonte: Google Earth .... 49

Figura 42 - Verificação Distância Entre Torres Gurupi - S. Mesa. Fonte: Google Earth ... 49

Figura 43 - Verificação Distância Entre Torres S. Mesa – Samambaia. Fonte: Google Earth 49 Figura 44 - Sistema Modelado Rack 1... 51

Figura 45 - Sistema Modelado Rack 2... 52

Figura 46 - Sistema Modelado Rack 3... 53

Figura 47 – Exemplo para Medição de Potência Ativa e Reativa ... 54

Figura 48 - Exemplo para Controle de Disjuntores ... 55

Figura 49 - Retirada de Sinais Analógicos (Placas GTAO) ... 56

Figura 50 - Recebimento de Sinais Digitais (Placas GTFPI) ... 56

Figura 51 - Exemplo para Controle de Falta ... 57

Figura 52 - Amostragem de Sinais e Remoção da Componente DC... 57

Figura 53 – Obtenção das Tensões e Correntes Fundamentais ... 58

Figura 54 – Obtençãos das Impedâncias ... 59

Figura 55 - Hardware In The Loop ... 60

Figura 56 - Relé SEL-411L. Fonte: SEL ... 61

Figura 57 - Sistema Modelado - RunTime ... 62

Figura 58 – Ponto de Falta ... 71

Figura 59 - Formas de Onda de Tensão Falta Fase A-Terra ... 72

Figura 60 - Formas de Onda de Corrente Falta Fase A-Terra ... 73

Figura 61 - Fasores de (a) Tensão e (b) Corrente Falta Fase A-Terra ... 73

Figura 62 - Potência Transferida Falta Fase A-Terra ... 74

Figura 66 - Formas de Onda de Corrente Falta Fase A-B ... 76

Figura 67 - Fasores de (a) Tensão e (b) Corrente Falta Fase A-B ... 77

Figura 68 - Potência Transferida Falta Fase A-B ... 77

Figura 69 - Diagrama R-X Loop A-B Falta Fase A-B ... 78

Figura 70 – Ponto de Falta ... 78

Figura 71 - Formas de Onda de Tensão Falta Trifásica ... 79

Figura 72 - Formas de Onda de Corrente Falta Trifásica ... 79

Figura 73 - Fasores de (a) Tensão e (b) Corrente Falta Trifásica ... 80

Figura 74 - Potência Transferida Falta Trifásica ... 80

Figura 75 - Diagrama R-X Loop A-B Falta Trifásica ... 81

Figura 76 - Formas de Onda de Tensão Falta Trifásica ... 82

Figura 77 - Formas de Onda de Corrente Falta Trifásica ... 82

Figura 78 - Fasores de (a) Va e Ia (b) Potência Transferida ... 83

Figura 79 - Diagrama R-X Loop A-B Falta Trifásica ... 83

Figura 80 - Ponto de Falta ... 84

Figura 81 – Gurupi C2 - Formas de Onda de Tensão e Corrente Falta Trifásica ... 84

Figura 82 – Serra da Mesa C2 - Formas de Onda de Tensão e Corrente Falta Trifásica ... 85

Figura 83 - Gurupi C2 - Condução MOV... 86

Figura 84 – Gurupi C2 - Relatório Relé SEL 421 ... 87

Figura 85 - Gurupi C2 - Diagrama R-X Loop C-A Falta Trifásica ... 87

Figura 86 – S. Mesa C2 - Diagrama R-X Loop A-B Falta Trifásica ... 88

Figura 87 - Gurupi C1 - Diagrama R-X Entre as Fases A-B Falta Trifásica ... 89

Figura 88 - Ponto de Falta ... 89

Figura 89 - Gurupi C2 - Relatório Relé SEL 421 ... 90

Figura 90 - Gurupi C2 - Diagrama R-X Entre as Fases C-A Falta Trifásica ... 90

Figura 91 - S. Mesa C2 - Diagrama R-X Entre as Fases C-A Falta Trifásica ... 91

Figura 92 - Ponto de Falta ... 91

Figura 93 – Gurupi C2 - Diagrama R-X Entre as Fases C-A Falta Trifásica ... 92

Figura 94 – S. Mesa C2 - Diagrama R-X Entre as Fases C-A Falta Trifásica ... 92

Figura 95 - Ponto de Falta ... 93

Figura 96 - Gurupi C2 - Diagrama R-X Entre as Fases A-B Falta Trifásica ... 93

Tabela 1 - Distâncias e Números de Circuitos ... 30

Tabela 2 - Equivalentes ... 33

Tabela 3 – Níveis de Curto-Circuito... 33

Tabela 4 - Dados de Compensação Série - EPE ... 35

Tabela 5 - Dados de Compensação Série - ONS ... 36

Tabela 6 - Reatores de Barra ... 37

Tabela 7 - Reatores de Linha ... 38

Tabela 8 - Valores de módulo e ângulo das barras ... 38

Tabela 9 - Valor das Fontes em kV. ... 39

Tabela 10 - Entrada de Dados Geométricos - Torre Típica Trecho 1 ... 42

Tabela 11 - Entrada de Dados Geométricos - Torre Típica 2.1 ... 45

Tabela 12 - Entrada de Dados Geométricos - Torre Típica 2.2 ... 45

Tabela 13 - Entrada de Dados Geométricos - Torre Típica 3 ... 46

Tabela 14 - Parâmetros de Linhas – Base de Dados Curto-Circuito ... 63

Tabela 15 - Parâmetros de Linhas – Base de Dados Fluxo de Potencia ... 64

Tabela 16 - Matriz de Impedâncias de Sequência [Ω] – Miracema – Gurupi ... 66

Tabela 17 - Matriz de Impedâncias de Sequência [Ω] - Gurupi – Serra da Mesa ... 66

Tabela 18 - Matriz de Impedâncias de Sequência [Ω] - Serra da Mesa – Samambaia ... 67

Tabela 19 - Matriz de Impedâncias de Sequência [Ω] - Gurupi – Peixe 2 ... 67

Tabela 20 - Matriz de Impedâncias de Sequência [Ω] - Peixe 2 - S. Mesa 2 ... 67

Tabela 21 - Matriz de Impedâncias de Sequência [Ω] - S. Mesa - S. Mesa 2 ... 68

Tabela 22 - Matriz de Impedâncias de Sequência [Ω] - S. Mesa 2 - Luziânia ... 68

Tabela 23 - Matriz de Impedâncias de Sequência [Ω] - Luziânia - Samambaia ... 68

Tabela 24 - Comparação Resultados de Curto RTDS - EPE CC Min 2017 ... 69

Tabela 25 - Comparação Resultados de Curto RTDS - EPE CC Max 2017 ... 69

ANAFAS – Análise de Faltas Simultâneas ANAREDE – Análise de Redes Elétricas

CERIn – Centro de Excelência em Redes Elétricas Inteligentes EPE – Empresa de Pesquisa Energética

GTAO – Gigabit Transceiver Analogue Output Card GTFPI – Gigabit Transceiver Front Panel Interface

IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente (Intelligent Electronic Device) IEEE - Instituto de Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos

MATLAB – MATrix LABoratory

MOV – Varistor de Oxido Metálico (Metal Oxide Varistor) ONS – Operador Nacional do Sistema

PDE – Plano Decenal de Expansão da Transmissão

RSCAD – Programa Computacional de Interface ao RTDS

RTDS – Simulador Digital em Tempo Real (Real Time Digital Simulator) SAPRE – Sistema de Análise e Projeto de Redes Elétricas

SEL – Schweitzer Engineering Laboratories SIN – Sistema Interligado Nacional

1.1 Proteção... 2 1.2 Simulações Computacionais ... 4 1.3 Motivação ... 5 1.4 Estrutura ... 7 2. Fundamentação Teórica ... 8 2.1 Compensação Shunt ... 8

2.2 Compensação Série Fixa ... 10

2.2.1 Proteção dos Bancos de Capacitores ... 13

2.2.2 Transferência de Potência ... 14 2.2.3 Estabilidade ... 16 2.2.4 Ressonância Subsíncrona ... 18 2.2.5 Inversão de Tensão ... 18 2.2.6 Inversão de Corrente ... 19 2.3 Proteção de Distância ... 19 2.4 Considerações Finais ... 29 3. Sistema Modelado ... 30 3.1 Sistema Elétrico ... 30

3.2 Cálculo dos Equivalentes de Fronteira ... 32

3.3 Cálculo dos Níveis de Curto-Circuito ... 33

3.4 Compensações Série e Shunt ... 35

3.4.1 Compensação série ... 35

3.4.2 Compensação Shunt ... 37

3.5 Fluxo de Potência ... 37

3.6 RTDS – Módulo T-Line ... 41

3.10 Validação do Sistema ... 69

3.11 Considerações Finais ... 70

4. Resultados ... 71

4.1 Inversão de Tensão ... 71

4.2 Inversão de Corrente ... 75

4.3 Falta Onde Xl é Igual a Xc ... 81

4.4 Efeitos da Compensação Série Fixa na Proteção ... 84

4.5 Teleproteção ... 89

4.6 Considerações Finais ... 94

5. Conclusões ... 95

Referências ... 97

Apêndice A – Cálculo para Obtenção das Matrizes de Impedância de Sequência ... 101

1. I

NTRODUÇÃO

O aumento da demanda por energia elétrica é uma tendência mundial, principalmente nos países em desenvolvimento. Portanto, no Brasil, foi necessário que nas últimas décadas fossem construídas grandes usinas, as quais são geograficamente distantes, formando assim os centros geradores longe dos centros consumidores. Essas regiões geograficamente distantes são interconectadas através de linhas de transmissão, criando grandes corredores de potência. A Figura 1 mostra o Sistema Interligado Nacional (SIN).

O impacto ambiental para construção de novas linhas de transmissão e fatores econômicos, fazem com que as linhas existentes operem da maneira mais eficiente possível, postergando novos investimentos. Para isso, compensadores são utilizados de forma a aumentar a capacidade de transmissão desses corredores.

Essas regiões, ou subsistemas interligados devem obedecer a critérios de sincronismo mantendo sua integridade como um sistema único. Para transmissão em corrente alternada duas premissas básicas devem ser satisfeitas:

 Todas máquinas síncronas do sistema elétrico de potência devem ser capazes de manter o sincronismo entre si.

 Manutenção dos níveis de tensão em valores aceitáveis.

O sincronismo está ligado à estabilidade do sistema, que representa a capacidade do mesmo de manter-se estável após um distúrbio. Frente aos fatores mencionados (econômicos, estabilidade e manutenção dos níveis de tensão) a engenharia estuda alternativas para atender a demanda da forma mais econômica e eficiente possível. A compensação de reativos apresenta-se como uma técnica viável para aumento de estabilidade e capacidade de transmissão, manutenção dos níveis de tensão e postergação de investimentos em ampliação da rede. Porém sua inserção no sistema, apesar dos benefícios, traz consigo desafios técnicos, em especial para proteção, uma vez que são equipamentos instalados em linhas longas, as quais são intrinsicamente complexas e de grande importância para o SIN. Com a inclusão de compensadores, principalmente os do tipo série, o sistema torna-se ainda mais complexo, sendo a proteção dessas linhas o foco desse estudo.

1.1 P

Um sistema de proteção tem como objetivo principal maximizar a continuidade do fornecimento e minimizar os danos a pessoal e equipamentos durante qualquer tipo de evento anormal. Mesmo que fosse possível dimensionar um sistema capaz de suportar todos tipos de situações anormais, economicamente isso não seria viável. Logo, o papel da proteção é detectar o mais rápido possível os eventos prejudiciais ao sistema e tomar as decisões apropriadas. Além disso, é necessário resguardar o sistema protegido contra a falha do próprio sistema de proteção, ou seja: quando a proteção primária falhar, a proteção de retaguarda deve entrar em ação [1].

Em seu projeto um sistema de proteção deve atender aos aspectos básicos de proteção, os quais são [2,3].

 Confiabilidade: Capacidade do sistema de operar de maneira correta. É essencial que o equipamento de proteção seja inerentemente confiável e que sua aplicação, instalação e manutenção sejam tais a garantir seu funcionamento correto.

 Seletividade: Garantir a máxima continuidade no serviço, com o desligamento mínimo de equipamentos.

 Velocidade: Operar de maneira veloz diminuindo o tempo de duração da falta, e consequentemente, os danos aos equipamentos envolvidos.

 Sensibilidade: Os equipamentos de proteção devem ser suficientemente sensíveis para um funcionamento de forma precisa, mesmo em condições que correspondem uma baixa tendência de operação.

 Simplicidade: O menor número de equipamentos de proteção e associados para obtenção dos objetivos esperados na proteção.

 Economia: Obter a melhor proteção com o menor custo.

Um sistema de proteção é composto, de forma simplificada, pelos transformadores de corrente (TCs) e potencial (TPs), relés de proteção, circuitos auxiliares e equipamentos de manobra.

Os TCs e TPs permitem que dispositivos de proteção (relés) trabalhem adequadamente sem a necessidade de possuírem correntes e tensões nominais iguais a do equipamento protegido [4].

O IEEE – Instituto de Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos, define um relé como sendo um dispositivo elétrico concebido para responder a suas condições de entrada de uma maneira pré-determinada e, após uma série de condições serem satisfeitas atuar sobre seus contatos ou causar uma mudança no circuito de controle. Em algumas literaturas esse dispositivo é definido como um sentinela silencioso esperando por condições inaceitáveis de operação do sistema e monitorando condições fora de sua zona de operação [2].

Enquanto os relés, do ponto de vista da proteção, são o cérebro do sistema, mas não são capazes de uma atuação direta, os disjuntores são os responsáveis por isolar o sistema faltoso, sendo assim nessa analogia, os músculos [2].

À Joseph Henry é creditada a invenção dos relés eletromecânicos, devido a seu estudo sobre a ação dos eletroímãs. Seu uso comercial ocorreu no início do século XX, por volta de 1920, e foi a tecnologia predominante por décadas, denominado de primeira geração.

Na metade do século, por volta de 1950, surgem os relés de segunda geração ou de estado sólido, também chamados de eletrônicos. Esses relés apresentavam a mesma função dos anteriores, mas empregavam eletrônica analógica. Nesse período os eletromecânicos ainda eram utilizados em larga escala [5].

Na década de 1980 surge a terceira geração, os relés digitais, onde microprocessadores eram empregados para analisar os sinais e as informações para então tomar uma decisão. Estes apresentaram vários benefícios, substituindo assim os eletromecânicos ainda utilizados em

campo. Como alguns desses benefícios tem-se número de funções em um único relé, auto supervisão, oscilografia, integração com sistemas digitais, flexibilidade operacional, adaptabilidade, são compactos, outros.

Em seus algoritmos estes dispositivos de proteção, hoje conhecidos como IEDs – Dispositivos Eletrônicos Inteligentes, devem ser capazes de identificar os mais variados tipos de fenômenos relativos ao equipamento protegido. No caso de linhas de transmissão onde emprega-se compensação série fixa, fenômenos como inversão de tensão, inversão de corrente, frequências subharmônicas podem ocorrer, e os relés devem ser capazes de trabalhar sob estas circunstâncias [6].

1.2 S

C

A simulação computacional é uma das ferramentas mais importantes disponíveis ao engenheiro de sistemas elétricos de potência. Com esse recurso é possível prever o comportamento do sistema quando novos equipamentos são inseridos, ou até mesmo, averiguar os motivos de eventos como blackouts ou falhas em geral.

Em softwares como MATLAB, por exemplo, o sistema é modelado e então os eventos são programados para em seguida uma simulação por um período pré-determinado ser realizada. Nesse cenário o teste de dispositivos de controle ou proteção apresentam uma certa dificuldade, sendo essas simulações adequadas para verificar a resposta de sistemas apenas no âmbito virtual. Durante anos, utilizou-se dispositivos capazes de reproduzir as formas de onda resultantes de simulações computacionais para realização de testes de equipamentos.

Em um período recente, surge o ferramental para simulações digitais em tempo real. Nessas o sistema é modelado e sua resposta é obtida continuamente, sem a necessidade da determinação de um intervalo de simulação.

Esse tipo de simulação apresentou um grande avanço para testes de dispositivos de controle e proteção, permitindo assim os esquemas de hardware-in-the-loop. Nesses tipos de simulações o sistema onde o dispositivo real será empregado é modelado no simulador, e então os sinais de tensão e/ou corrente analógicos e/ou digitais são fornecidos ao IED.

Um conjunto de hardware específico é responsável pelo processamento do sistema modelado, retirada de sinais digitais e/ou analógicos, recebimento de sinais digitais e/ou analógicos, envio/recebimento de protocolos de comunicação [1]. A Figura 2 mostra o simulador do fabricante RTDS – Real Time Digital Simulator, estando esse equipamento

disponível no laboratório de proteção de sistemas elétricos da UNIFEI – Universidade Federal de Itajubá, localizado no CERin – Centro de Excelência em Redes Elétricas Inteligentes.

Figura 2 - Simulador Digital em Tempo Real - RTDS

No caso de simulação de linhas de transmissão, onde emprega-se a compensação série fixa protegida por varistores de óxido metálico (MOVs), centelhadores (GAPs) e disjuntores de desvio (bypass) um grande avanço foi obtido com a possibilidade de verificação das respostas dinâmicas do sistema e relés de proteção frente aos distúrbios esperados. Esses compensadores serão discutidos em maior detalhe no Capítulo 2.

A proteção dessas linhas é de um desafio significativo, uma vez que a impedância do sistema varia abruptamente durante um distúrbio que leva à atuação da proteção individual do compensador. Com a simulação em tempo real e a modelagem adequada dos componentes em questão, o teste de um relé de proteção empregado nesses casos pode ser realizado com maior controle sobre os distúrbios e verificação das repostas do IED frente a esses distúrbios, tornando o processo mais confiável.

1.3 M

Devido as características de sua matriz energética, fatores geográficos e sazonais, além da diferença de densidade populacional fazem com que o Brasil possua grandes centros, ou ilhas, geradoras e consumidoras, afastadas entre si por grandes distâncias, e como consequência da periodicidade de chuvas e ventos, o fluxo de carga entre esses centros varia durante o ano.

Como mencionado, esses centros são interconectados por linhas de transmissão e geralmente em mais de um circuito em torres distintas ou não. Devido a fatores econômicos e

ambientais essas linhas possuem mecanismos para que sua capacidade de transmissão seja aumentada, principalmente a compensação série fixa.

Esse tipo de compensação cria um nível de complexidade elevado nessas linhas de conexão de sistemas. Fenômenos como inversão de tensão, inversão de corrente, frequências subharmônicas, e outros são esperados. Estes criam um desafio para o sistema de proteção e, consequentemente, para o engenheiro de proteção.

O tema apresentado é um tópico de estudo nos últimos anos. O trabalho [6] avaliou o comportamento da proteção de distância em linhas de transmissão com compensação série fixa através da simulação digital em tempo real. Apresenta a avaliação do comportamento da proteção de distância instalada em duas linhas de transmissão em 500 kV onde utiliza-se compensação, localizada na subestação São João do Piauí. Em [7]propõe-se um esquema de retaguarda de proteção de distância para linhas com compensação série baseado na impedância mútua (entre fases – Zm da matriz de impedâncias), uma vez que esta não é afetada pela compensação. O método apresenta eficácia para faltas fase-terra e fase-fase-terra. Em [8] uma análise é realizada em uma LT cuja compensação está localizada à 50% de seu comprimento total. O método proposto em termos de proteção é baseado na componente DC da fase afetada de modo a fazer uma determinação precisa da localização da zona de falta, ou seja, se ela está antes ou depois do banco de capacitor, facilitando a operação do sistema de proteção.

Em [9] os autores mostram um método para proteção de linhas duplas com compensação série baseado em transitórios de corrente. A proposta é demonstrada utilizando uma linha de 500 kV simulada em um programa EMTP. Nos estudos de [10] uma simulação em malha fechada foi realizada para avaliação dos ajustes e performance de relés digitais em linhas de transmissão compensadas. Em [11] algoritmos de proteção aplicados em linhas de transmissão compensadas foram avaliados, sendo a proteção diferencial a principal função avaliada tanto no plano cartesiano quanto no plano alfa. Verifica-se, apenas com essas referências, que esse assunto é um desafio prático, sendo necessário, na maioria das vezes, avaliar detalhadamente cada caso do mundo real.

A utilização dessas compensações tende a ser cada vez mais utilizada nos próximos anos, não somente no Brasil, mas também em outros países. Portanto, a necessidade de novos estudos nessa área são a motivação desse estudo.

Esta dissertação de mestrado tem como objetivo avaliar o comportamento da proteção de distância através de um Simulador Digital em Tempo Real (RTDS), onde um sistema baseado em dados reais foi modelado.

1.4 E

O primeiro capítulo apresenta uma breve introdução ao tema, descrição básica de um sistema de proteção a necessidade de simulações em tempo real, esquemas

hardware-in-the-loop e motivação do trabalho.

O capítulo número dois faz uma revisão teórica sobre o tema, compensação shunt, série fixa e proteção distância.

O terceiro capítulo apresenta a região estudada. Nesse trabalho buscou-se simular um sistema real e fazer com que a simulação fosse a mais fiel possível com os dados disponíveis.

Softwares foram empregados para verificação dos níveis de curto e uma condição de fluxo real

foi utilizada. Os parâmetros utilizados são apresentados e a validação do sistema através dos níveis de curto e fluxo confrontadas com os valores obtidos. Ainda nesse capítulo uma descrição da modelagem realizada nos módulos do software RSCAD é apresentada, a montagem do esquema hardware-in-the-loop, os relés utilizados e suas parametrizações.

O capítulo quatro apresenta os resultados e análises das diversas simulações realizadas através de interpretações gráficas de formas de onda no domínio do tempo e diagramas de impedância, R-X.

2. F

UNDAMENTAÇÃO

T

EÓRICA

Nesse capítulo são apresentados os conceitos sobre compensações, shunt e série-fixa, e sobre a proteção de distância.

2.1 C

S

Esse tipo de compensação não é o foco desse estudo, portanto apenas uma breve descrição será realizada.

Reatores shunt podem ser conectados em barras ou nas saídas das linhas de transmissão. Já os capacitores shunt são instalados sempre nas barras do sistema [12].

O maior propósito para instalação de compensações shunt é o controle sobre a tensão do sistema. Capacitores shunt são instalados em áreas de carga, onde é necessário o controle do fator de potência do sistema. Os reatores, por sua vez, são empregados com o objetivo de controlar a tensão nos terminais da linha, principalmente linhas de comprimento considerável, que tendem a ter valores elevados em seus terminais dependendo do nível de carga.

Outras razões para o emprego de reatores shunt são: (i) redução parcial ou completa da susceptância shunt de linhas, principalmente em alta tensão, de comprimentos médio e longo [13]. Dessa maneira os efeitos da corrente de fuga, ou corrente capacitiva, em linhas de transmissão são minimizados. Para o cálculo da corrente capacitiva é necessário o conhecimento dos quadripólos da linha; (ii) em linhas de alta (AT) e extra alta tensão (EAT) que empregam religamento monopolares a utilização de um reator de neutro é de extrema importância para redução do tempo de extinção de arco secundário, aumentando as chances de sucesso do religamento [14].

As tensões e correntes no terminal A, emissor, relacionam-se com as tensões e correntes no terminal B, receptor, através dos parâmetros ABCD da linha, também conhecido como quadripólos, conforme Figura 3. As referências [13, 15] detalham a obtenção destes parâmetros com maiores detalhes. A (1 apresenta essa relação entre um terminal emissor e receptor.

[V_IS S] = [ A B C D] [ VR IR] (1) Onde os parâmetros: 𝐴 = 𝐷 = cosh 𝛾𝑙 [pu] 𝐵 = 𝑍𝐶sinh 𝛾𝑙 [Ω]

𝐶 =_𝑍1 𝐶sinh 𝛾𝑙 [S] Sendo: γ – Constante de propagação em m-1 l – Comprimento da linha ZC – Impedância característica LT Terminal A Terminal B Sistema Equivalente A Sistema Equivalente B

Figura 3 – Sistema Explicativo

Onde a corrente capacitiva esperada para o sistema corresponde a (2:

𝐼𝐶 = 𝐵𝑉𝑁 (2)

Onde:

IC – Corrente capacitiva

B – Impedância série da linha. VN – Tensão nominal do sistema

Para sistemas com compensação shunt a corrente capacitiva passa a ser conforme (3 [13]:

𝐼_𝐶= (𝐵 − 𝐵_𝐿)𝑉_𝑁= 𝐵_𝐶𝑉_𝑁(1 −𝐵𝐿 𝐵)

(3)

Onde:

BL – Reatância dos reatores shunt.

BL/B – Grau de compensação shunt.

Vale salientar que o parâmetro B nas equações 2 e 3 são referentes a susceptância da linha de transmissão, o qual é relacionado ao parâmetro C dos quadripólos. Portanto, o parâmetro dos quadripólos a ser compensado em linhas de transmissão é o C, reduzindo assim os efeitos da corrente capacitiva que são prejudiciais para certas funções de proteção, principalmente a diferencial [16]. A Figura 4 exemplifica a utilização de reatores de linha.

LT Terminal A Terminal B Sistema Equivalente A Sistema Equivalente B

Figura 4 - Reatores de Linha

2.2 C

S

F

A referência [17] apresenta-se como a literatura clássica básica sobre esse tema. Os parâmetros série, resistência e reatância indutiva, das linhas de transmissão são os responsáveis pela queda de tensão ao longo de seu percurso, sendo a reatância indutiva predominante em relação a resistência. Esta também determina o ângulo de potência da linha e, portanto, seu grau de estabilidade estática e dinâmica [1]. A Figura 5 exemplifica a representação π-nominal para uma linha.

Terminal A Terminal B

R XL

YC YC

Figura 5 - Representação π-Nominal de uma Linha de Transmissão

Sua compensação é realizada através de capacitores conectados em série com a linha de transmissão, afim de reduzir a reatância indutiva (XL) visto em seus terminais. Esses são

basicamente constituídos de pequenos capacitores conectados em série e paralelo formando, assim, um banco de capacitância elevada e capaz de suportar altas correntes e tensões [6].

O emprego da compensação série fixa traz os seguintes benefícios:  Redução da distância elétrica entre barras.

 Aumento na capacidade de transmissão.

 Melhoria na estabilidade de regime transitório e permanente.  Redução da queda de tensão e das perdas.

Cabe enfatizar a importância de se avaliar a viabilidade econômica da construção de uma nova linha de transmissão, aumentar o nível de tensão de uma linha existente, utilizar

transmissão em corrente contínua ou utilizar compensações capazes de aumentar a capacidade de transmissão entre centros de consumo e geração. De acordo com [18] esse tipo de compensação normalmente é aplicado em linhas maiores que 320 km, podendo ser aplicado em linhas menores que fazem parte de um sistema de transmissão maior. Sua aplicação para linhas de menor comprimento não é recomendável devido ao custo envolvido, o que torna o projeto inviável. Além disso, linhas curtas não possuem uma reatância indutiva significativa a ponto de se considerar a necessidade de compensação série.

Como mencionado no primeiro capítulo, além dos benefícios ambientais e técnicos mencionados, o benefício econômico do aumento da capacidade de transmissão pode postergar a construção de novas linhas.

As Figuras 6 e 7 apresentam o esquemático da compensação série fixa e um exemplo de instalação na subestação de Sobradinho.

Figura 7 - Compensação Série Fixa em Sobradinho. Fonte: Siemens

As primeiras linhas com compensação série as empregava em uma distância intermediária entre os terminais, e o grau de compensação era inferior a 50%. A medida que os níveis de compensação aumentavam, as instalações passaram a ser divididas em dois conjuntos de compensação normalmente instalados a uma distância de 1/3 do comprimento da linha em cada terminal. Atualmente, esses são instalados próximos a um terminal ou em ambos os terminais, conforme Figura 8. A razão da escolha desses pontos de instalação deve estar de acordo com o grau de compensação e aos efeitos que esse cria no sistema, o que será apresentado à frente [6].

O grau de compensação normalmente é limitado entre 25 e 75% [18, 20] da reatância da linha de transmissão. Esse limite inferior é definido principalmente pela inviabilidade econômica de compensações inferiores, e o superior devido ao surgimento de possíveis oscilações entre o sistema e o eixo das unidades geradoras [18].

Terminal A Terminal B

Terminal A Terminal B

Terminal A Terminal B

Nesse ponto vale salientar que com o uso de compensadores série e shunt é possível aumentar significativamente a capacidade de transmissão mantendo os níveis de tensão em valores aceitáveis. Entretanto cabe mencionar que o uso de compensação série pode aumentar os níveis de curto do sistema [19].

2.2.1 Proteção dos Bancos de Capacitores

Devido ao investimento necessário e a inviabilidade econômica de torná-los capazes de suportar as sobretensões e sobrecorrentes as quais esses estarão sujeitos, esse tipo de equipamento possui proteção própria apresentada conforme na Figura 9, tais como:

 Varistor de Oxido Metálico, MOV.  Centelhador, GAP.

 Disjuntor de Bypass.  Reator de Amortecimento.

Figura 9 - Representação da Compensação Série Fixa. Fonte: RTDS

O GAP paralelo, ou centelhador, foi a proteção principal contra sobretensões no banco de capacitores desse tipo de aplicação usada até o fim da década de 70 [18]. Possui um princípio de funcionamento relativamente simples. A partir de um certo nível ajustado de sobretensão nos terminais do banco o GAP atua removendo a compensação do sistema. Este ajuste é conhecido como nível de proteção, usualmente valores entre 2,5 e 4,0 vezes a tensão normal de operação são praticados [18] ou, segundo [20], uma corrente de 2 a 3 vezes a circulação nominal. Para altos níveis de curto o GAP pode ser acionado em menos de meio ciclo, cerca de 10 ms.

Um reator de amortecimento é colocado em série ao GAP para limitação da corrente de descarga do capacitor. Assim que o GAP começa a conduzir um by-pass em paralelo atua para eliminar o arco sobre o GAP. Esse by-pass permanece fechado por um período suficiente para

o restabelecimento do GAP e então reinsere o banco no sistema. De acordo com [20], esse processo dura cerca de 200ms.

A partir da década de 80 o uso do MOV – Varistor de Oxido Metálico, para proteção contra sobretensões transitórias em bancos de capacitores começou a ser utilizado [18]. Como pode ser observado na Figura 9 o MOV é conectado em paralelo ao banco de capacitores sem intervenção do reator. Devido a sua característica não linear, o MOV não conduz para condições normais de operação do sistema e, na presença de uma falta, começa a conduzir quando a tensão sobre o banco se aproxima do nível de proteção tendo uma característica de corte da tensão a cada meio ciclo, alternando a condução entre ele e o banco. Algumas empresas possuem a política de dimensionamento do MOV para uma falta trifásica com duração de 5 ciclos [18]. A partir desse nível de energia ocorre a atuação do GAP e posteriormente do by-pass.

O MOV tem por finalidade a limitação da tensão através do capacitor, principalmente para sua retirada durante a presença de curtos-circuitos. O GAP é a proteção de retaguarda do MOV.

Por fim, o disjuntor de by-pass permite o isolamento do capacitor conforme necessário. A Figura 10 exemplifica o comportamento da tensão sobre o banco durante a condução do MOV.

Figura 10 - Comportamento da Tensão Sobre o Capacitor Durante Falta [20]

2.2.2 Transferência de Potência

De maneira simplificada a transferência de potência, exemplificada na Figura 11, em uma situação de exportação de energia do sistema equivalente A para o B, são regidas pelas equações a seguir:

PAB= VAVB XLT sin δAB (4) QAB= VA2 XLT− VAVB XLT cos δAB (5) Onde:

PAB – Potência ativa transferida entre os terminais A e B.

QAB – Potência não ativa transferida entre os terminais A e B.

XLT – Reatância indutiva da linha de transmissão.

VA e VB – Tensões nos terminais A e B, respectivamente.

δA e δB – Ângulo das tensões nos terminais A e B, respectivamente.

LT Terminal A Terminal B Sistema Equivalente A Sistema Equivalente B VA δA SA = PA + jQA VB δB SB = PB + jQB

Figura 11 - Transferência de Potência

A transferência de potência entre os terminais de uma linha longa é regida de forma semelhante à (4 sendo o denominador, o termo B dos quadripólos, apresentados anteriormente.

Ao avaliar as equações apresentadas é observado a proporção inversa entre transferência de potência, tanto ativa quanto não ativa, entre os terminais e a reatância compreendida entre estes. Portanto, a compensação série tem por objetivo a redução desta e como consequência o aumento da capacidade de transferência de energia. Com a inserção série dos capacitores, com base na Figura 12, as equações são modificadas da seguinte maneira:

PAB= VAVB XLT− XC sin δAB (6) QAB= VA2 XLT− XC− VAVB XLT− XCcos δAB (7)

Onde XC representa a reatância capacitiva do banco inserido.

Geralmente XC é relacionada com a reatância da linha de transmissão através do grau de

compensação, conforme (8. k = XC XLT = 1 −XL− XC XL (8)

Ou nos casos de linhas longas, onde seus parâmetros devem ser compensados devido a sua extensão:

kL = 1 −

XCL

XLTL

(9)

Onde:

XCL – Representa a reatância da linha longa compensada.

XLTL – Representa a reatância da linha longa não compensada.

Terminal A Terminal B Sistema Equivalente A Sistema Equivalente B VA δA SA = PA + jQA VB δB SB = PB + jQB LT 0,5 XC 0,5 XC

Figura 12 - Transferência de Potência Com Compensação Série

2.2.3 Estabilidade

A Figura 13 apresenta o efeito da compensação, em vários graus, em uma dada linha. É observado o aumento na capacidade de transmissão, para uma mesma diferença angular (δ). Analogamente, para uma mesma transferência de potência é necessário δ inferior, aumentando a margem de estabilidade do sistema.

Figura 13 - Efeito da Compensação na Transferência de Potencia

A Figura 14 apresenta o ganho na margem de estabilidade do sistema ao utilizar compensação série fixa. Para um exemplo onde a compensação é de 30% o sistema ganha uma capacidade de transmissão de 50% em relação à anterior e, consequentemente, pelo critério de igualdade de áreas a margem de estabilidade do sistema é maior.

Figura 14 – Margem de Estabilidade – (a) Sistema não Compensado (b) Sistema Compensado. Fonte: NR Electric Corporation

2.2.4 Ressonância Subsíncrona

A combinação da reatância capacitiva do banco de capacitores com a reatância indutiva do sistema cria uma frequência natural de ressonância que, de forma simplificada, pode ser calculada de acordo com a (10:

fS=

1 2π√LC

(10)

Onde L e C representam a indutância do sistema e a capacitância do banco, respectivamente. Essa equação pode ser expandida para:

XC= 1 2πfC (11) XL= 2πfL (12) Substituindo 11 e 12 em 10: fS= 1 2π√_2πfXL _2πfX1 C = f√XC XL (13)

Como o grau de compensação do sistema usualmente é entre 25 e 75% [18, 20] significa que a frequência natural de oscilação do sistema será menor que sua frequência nominal, portanto qualquer distúrbio no sistema dará origem a oscilações subsíncronas.

Uma das consequências pode ser a ressonância subsíncrona em máquinas rotativas, causando esforços torcionais nos rotores destas, o que em uma condição severa pode ocasionar em danos no eixo das mesmas. Grandes turbinas a vapor são mais suscetíveis a esse fenômeno sendo sua ressonância entre 5 e 55 Hz [18]. Segundo [20] a componente inserida no sistema é na ordem de 10 a 40 Hz.

2.2.5 Inversão de Tensão

O fenômeno de inversão de tensão [18, 19, 20] ocorre quando a reatância capacitiva do banco é maior que a indutiva do ponto de medição até o de falta, mas a corrente permanece indutiva, ou seja, o equivalente no ponto de falta ainda é indutivo. Nesse caso, no ponto de medição, a tensão está atrasada em relação a corrente em aproximadamente 90o. Para um maior entendimento observar a Figura 15.

Figura 15 - Inversão de Tensão [20]

2.2.6 Inversão de Corrente

A inversão de corrente [18, 19, 20] e de tensão são fenômenos semelhantes e muitas vezes podem ser confundidos. Similarmente, a impedância vista do ponto de medição é negativa, mas nesse caso o equivalente visto do ponto de falta para um dos lados é capacitivo causando a inversão de corrente. Novamente a corrente sofre um deslocamento e fica adiantada da tensão em aproximadamente 90o. Nesse caso a corrente aparenta fluir saindo da linha em um de seus terminais.

Figura 16 - Inversão de Corrente [20]

2.3 P

D

Nesta seção uma breve descrição do princípio de funcionamento da proteção de distância será feita. Esta proteção é descrita com maior riqueza de detalhes nas referências [2, 3, 4, 18, 19, 20, 21, 22].

Esse tipo de proteção é a mais empregada como proteção principal para linhas de transmissão principalmente pela extensão do equipamento protegido, o que dificulta outras proteções como a diferencial que necessita que os relés em ambos terminais, local e remoto, troquem informações de corrente entre si para sua tomada de decisão. A proteção de distância em sua forma mais simples independe das informações remotas.

Basicamente a proteção de distância, através da medição de tensão e corrente, realiza a medição da impedância vista a partir do ponto de instalação dos equipamentos de medição, TCs e TPs, e os compara com o valor de impedância da linha protegida informado ao relé. Para valores medidos inferiores ao informado a falta é interna e para valores maiores a falta é externa ao elemento protegido.

É importante observar que devido ao erro dos equipamentos de medição os relés de distância não podem determinar com precisão faltas próximas ao terminal remoto da linha, como demonstrado nas equações de 14 a 16. Dessa maneira, são definidas as zonas de proteção. Uma vez que o relé não é capaz de detectar com precisão faltas próximas ao terminal remoto, a primeira zona usualmente fica responsável por proteger de 80 a 90% da linha de forma instantânea. A segunda realiza a proteção do restante da linha e abrange cerca de 20% da linha adjacente, sendo necessário que essa zona seja temporizada, usualmente valores de 200 a 250 ms para relés digitais. Uma zona reversa temporizada usualmente é empregada para proteção contra faltas nos sistemas adjacentes e o sistema de proteção enxergando a falta com polaridade contrária a usual. A Figura 17 exemplifica o comentado sobre zonas de proteção.

ISecundario = IPrimario± eTC RTC (14) VSecundario = VPrimario± eTP RTP (15) 𝑍𝑆𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑜 = 𝑉𝑃𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑜± 𝑒𝑇𝑃 𝑅𝑇𝑃 𝐼𝑃𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑜± 𝑒𝑇𝐶 𝑅𝑇𝐶 =𝑉𝑃𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑜± 𝑒𝑇𝑃 𝐼𝑃𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑜± 𝑒𝑇𝐶 𝑅𝑇C 𝑅𝑇P (16) LT Sistema Equivalente A Sistema Equivalente B LT LT Z1 Z2 Z3 ZR Z1 Z2 Z3 ZR

Figura 17 - Zonas de Proteção

Diferentemente da proteção diferencial que apresenta seletividade absoluta delimitada pela posição dos transformadores de corrente, a proteção de distância não. Portanto, é

necessário que a seletividade seja feita através da coordenação com as proteções das linhas adjacentes [20]. Por outro lado, como vantagem, a proteção de distância é retaguarda das proteções adjacentes parcialmente em segunda zona e quando possível, em terceira zona é ajustada para alcançar a totalidade da linha adjacente.

Para avaliação do comportamento da proteção o diagrama de impedância, ou diagrama R-X, é utilizado. Nele as trajetórias da impedância medida são visualizadas. As características comumente empregadas nos relés de proteção atuais são do tipo MHO e Quadrilateral, conforme Figura 18 e Figura 19 respectivamente.

A característica MHO por natureza é direcional por tangenciar a origem, mas são mais vulneráveis a arcos durante faltas, o que causa o deslocamento para direita na impedância medida de falta, consequentemente em situações severas podem causar operação indevida por subalcance. Essa característica (MHO) tem sido utilizada para faltas entre fases.

Figura 18 - Característica MHO [23]

Já a característica quadrilateral possui um melhor controle sobre a parte resistiva e reativa, uma vez que ajustes independentes são realizados. Tem sido largamente aplicada para proteção contra faltas fase-terra, onde a resistência de falta é preocupante.

Figura 19 - Característica Quadrilateral [23]

Em condições de carga a impedância vista é inversamente proporcional a potência da carga, (17, e seu ângulo é equivalente ao ângulo do sistema, ou seja, ao fluxo de potência ativa e reativa, (18. ZCarga= U2 PCarga (17) φ = tan−1P Q (18)

Durante condições de falta a impedância vista é a de curto-circuito e significativamente menor que a de carga, e corresponde à impedância do ponto de medição até o ponto da linha onde a falta ocorreu. Sua trajetória inicia em sua condição pré-falta, região de carga, e desloca-se até o ponto de falta. Ao adentrar a zona de proteção o sinal de disparo deve desloca-ser emitido no tempo ajustado.

Deve-se notar a dificuldade da proteção de distância de abrir instantaneamente ambos os terminais de uma linha para faltas próximas de um deles. Como visto, faltas próximas ao terminal remoto são disparadas pelo relé com uma temporização intencional. Isso ocorre pois a característica dessa proteção em primeira zona não ser capaz de cobrir a totalidade da linha.

Atualmente a aplicação de proteção diferencial para linhas de transmissão é limitada a aplicações onde elas são curtas, devido a necessidade de um canal de comunicação trocando informações entre o terminal local e remoto. Seis canais de comunicação são necessários para

aplicação desta proteção em linhas, um para cada fase, um para o neutro e dois para os terminais positivo e negativo para envio de disparo [22]

A teleproteção busca introduzir as características da proteção diferencial para a de distância. Seu objetivo é eliminar faltas em toda extensão do elemento protegido de maneira eficiente. Os meios de comunicação usualmente empregados são [22]:

 Carrier  Microondas  Fibra óptica

 Cabos de comunicação

Para maior entendimento desses meios de comunicação, consultar [22].

A teleproteção pode operar sobre o princípio de bloqueio de disparo ou permissão de disparo. As referências [4, 19, 22] descrevem em maiores detalhes cada tipo de teleproteção, tais como:

 DUTT - Transferência direta de atuação com subalcance.  PUTT – Transferência de atuação permissiva com subalcance.  POTT – Transferência de atuação permissiva com sobrealcance.  DTT – Transferência de atuação direta.

Para linhas compensadas o esquema POTT tem sido utilizado. Seu princípio de funcionamento baseia-se em uma segunda zona responsável por sobrealcançar o terminal remoto, isso aplicado aos relés em ambos os terminais [24]. Dessa maneira quando uma falta interna a zona de proteção ocorre, ambas as zonas serão capazes de detectá-la e ao fazê-lo transferem a permissão para o relé remoto e o disparo é emitido em ambos os terminais de maneira seletiva e instantânea, uma vez que o único elemento comum em ambas zonas de proteção do relé local e remoto é a linha de transmissão em sua totalidade. A Figura 20 exemplifica a comunicação entre os relés no esquema POTT e a Figura 21 o princípio das zonas sobrealcançadas.

Figura 20 - POTT Transferência de atuação permissiva com Sobrealcance

Figura 21 - Principio de Funcionamento POTT

Os efeitos, comentados anteriormente, da inserção de bancos de capacitores série no sistema afetam diretamente a proteção distância. Os efeitos da ressonância subsíncrona sobreposta à componente de 60 Hz causa uma característica espiral no diagrama R-X até que ela seja totalmente amortecida. Como consequência existem momentos de sobrealcance e subalcance até que a característica se estabilize. A Figura 19 exemplifica esse efeito.

Figura 22 - Efeito da Ressonância Subsíncrona no Diagrama R-X [20]

Durante inversões de tensão a impedância medida é negativa o que pode implicar em tomada de decisão equivocada. O relé interpreta como sendo uma falta na região reversa quando na verdade a falta aconteceu a sua frente. Relés modernos podem contornar essa situação usando como tomada de decisão tensões das fases não faltosas ou polarização por memória a qual utiliza quantidades pré-falta, características discutidas em maior profundidade em [18, 19, 20].

A mudança do ponto de instalação do transformador de potencial é apresentada como solução para o fenômeno de inversão de tensão, sendo instalado após o banco. Mas essa não é uma prática comum e traz outros desafios [19].

Figura 23 - Posição de Instalação do TP [19]

Similarmente à inversão de tensão a inversão de corrente afeta a proteção de distância de maneira que esta interprete faltas externas como sendo internas e vice-versa. Porém este

fenômeno é mais propício de acontecer durante uma falha na proteção da compensação série uma vez que durante situações de falta o banco deve ser auto protegido.

Para ambos os fenômenos de inversão vale salientar o comentado, que seu acontecimento depende da proteção do banco, e que existe uma certa distância dos terminais da linha em que são possíveis de acontecer, uma vez que conforme distancia-se dos terminais, a reatância indutiva passa a ser predominante em relação a capacitiva da compensação. E como são fenômenos diretamente ligados à impedância do sistema, o tipo de falta é determinante no acontecimento de um ou outro. Lembrando que são fenômenos semelhantes, mas a inversão de tensão ocorre quando o sistema equivalente no ponto de falta permanece indutivo e para inversão de corrente isso não acontece.

Portanto, o loop de falta é determinante, analisando as equações de 19 a 23 e as respectivas figuras representativas dos loops de falta é possível perceber essa dependência, para maiores informações sobre os cálculos das correntes de falta consultar [15]. Por exemplo, faltas a terra envolvem a impedância de sequência zero, enquanto as bifásicas não. Dessa maneira, a ocorrência de inversão de corrente torna-se mais susceptível para essas faltas onde a loop de impedância é menor, dependendo da característica do sistema.

IFalta=

3VF

Z0+ Z1+ Z2+ 3ZF

(19)

Figura 24 - Loop para faltas Fase-Terra

IFalta= −

j√3VF

Z1+ Z2+ ZF

Figura 25- Loop para faltas Fase-Fase I1= VF Z1+ [Z2//(Z0+ 3ZF) (21) I2= (−I1) ( Z0+ 3ZF Z0+ 3ZF+ Z2 ) (22) I2= (−I1) ( Z2 Z0+ 3ZF+ Z2 ) (23)

Figura 26 - Loop de Faltas Fase-Fase-Terra

Outra fonte de erros durante faltas e de princípio similar ao do efeito de arcos durante faltas é o impacto do resistor não linear de óxido metálico que durante sua operação impacta no deslocamento a direita no diagrama R-X.

Nesse ponto percebe-se o desafio para proteção dessas linhas de transmissão, as quais normalmente são longas. A referência [25] apresenta recomendações para aplicação da proteção de distância nessas linhas. Quando a compensação é localizada no ponto intermediário da linha, Figura 27, como ambos os relés devem acomodar a impedância inserida pelo banco de capacitores recomenda-se o ajuste para primeira zona apresentado na (24 quando o GAP é empregado como proteção e (25 quando protegido por MOV.

Z1= 0,80(ZLT− XC) (24)

Figura 27 - Compensação no Ponto Intermediário [25]

Quando a compensação é presente em somente um dos terminais, Figura 28, o relé no terminal S sempre enxergará a compensação no terminal R, porém o relé instalado em R depende da posição de instalação do TP. Caso essa seja do lado barra a impedância medida contabilizará o banco e caso seja lado linha não, e os ajustes devem ser realizados da maneira convencional. Para os terminais que enxergam a impedância do banco os ajustes devem ser como nas equações 24 e 25.

Figura 28 - Compensação em Somente um Terminal [25]

Para compensações em ambos os terminais, Figura 29, quando os transformadores de potencial são localizados do lado linha cada relé deve acomodar a compensação do terminal remoto em relação ao seu terminal, e os ajustes são feitos de maneira similar quando a compensação é no meio da linha. Na situação convencional, instalação dos TPs do lado barra, os seguintes ajustes são recomendados: quando protegidos por GAP, equação 26, e MOV, equação 27.

Z1= 0,80(ZLT− (XCR+ XCS)) (26)

Figura 29 - Compensação em Ambos terminais [25]

Os desafios comentados serão abordados nas simulações que serão apresentadas no capítulo cinco.

2.4 C

F

Nesse capitulo foram apresentados os principais aspectos das compensações série-fixa e shunt, além de uma breve introdução à proteção de distância e os desafios enfrentados por essa quando aplicada nesse tipo de linhas de transmissão.

A proteção de distância é empregada como proteção principal em linhas de transmissão, principalmente as de comprimento considerável. A utilização de teleproteção é essencial para topologias de sistema complexas, principalmente aplicações dessa proteção em circuitos paralelos.

Os impactos na proteção introduzidos pela compensação serão avaliados e discutidos no capítulo de simulações.

3. S

ISTEMA

M

ODELADO

Nessa seção são apresentados: (i) o sistema elétrico a ser simulado nesse estudo, (ii) os cálculos de níveis de curto-circuito para a região estudada e os equivalentes para as fronteiras usando o software ANAFAS, (iii) o valor das compensações série e shunt empregados no sistema, (iv) o fluxo obtido usando o software ANAREDE para uma determinada condição de carga e, (v) o levantamento das geometrias de torre predominante para região, o cálculo de seus parâmetros e sua modelagem no software RSCAD.

3.1 S

E

Na interligação Norte-Sul dois circuitos, em torres distintas, são responsáveis pela interligação das subestações de Serra da Mesa a Gurupi, respectivamente estados de Goiás e Tocantins. Estes circuitos possuem aproximadamente 257 km de extensão, operação em 500 kV e possuem compensação série e compensação shunt. O foco desse estudo será a proteção destas linhas de transmissão.

Além dessas linhas, foram adotadas nas simulações outras linhas da região, de forma a se obter uma resposta mais abrangente do sistema. Foram consideradas as linhas apresentadas na Figura 30. Em azul destaca-se as linhas foco do estudo.

As linhas de transmissão responsáveis pela interligação dessas subestações possuem as seguintes distâncias e número de circuitos em torres distintas, conforme Tabela 1:

Tabela 1 - Distâncias e Números de Circuitos

Interligação Distância [km] Número de Circuitos

Miracema – Gurupi 255 3

Gurupi – Serra da Mesa 257 2

Serra da Mesa –

Samambaia 248 3

Gurupi – Peixe 2 72 1

Peixe 2 – Serra da Mesa 2 195 1

S. Mesa – S. Mesa 2 42 1

S. Mesa 2 – Luziânia 310 1

Miracema Gurupi Serra da Mesa Luziânia Samambaia Serra da Mesa 2 Peixe 2 Equivalente Equivalente Equivalente Equivalente Equivalente Equivalente

Figura 30 - Sistema Elétrico Simulado

Assim foi delimitada a região a ser simulada, onde sete subestações de fronteira foram estabelecidas:  Miracema – 9°32'27"S 48°31'15"W  Gurupi – 11°44'9"S 49°0'43"W  Peixe – 12° 9'46.41"S 48°33'3.04"W  Serra da Mesa – 13°49'31"S 48°18'0"W  Serra da Mesa 2 – 13°45'56"S 48°2'47"W  Samambaia – 15°55'30"S 48°10'21"W  Luziânia – 16°20'55"S 47°49'57"W

3.2 C

E

F

Foi necessário calcular o equivalente do sistema elétrico interligado destas fronteiras. Para isso foi utilizado o software ANAFAS – Analise de Faltas Simultâneas. O qual é utilizado para cálculo de curtos-circuitos na rede elétrica. Esse permite a execução automática de grande número de faltas, inclusive deslizantes, resultados orientados a pontos de falta ou de monitoração, estudo automático de superação de disjuntores, obtenção de equivalentes e cálculo automático da evolução dos níveis de curto [26].

Como base de dados no horizonte de 2017 foram consideradas:  Empresa de Pesquisa Energética – EPE, curto circuito máximo  Empresa de Pesquisa Energética – EPE, curto circuito mínimo  Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS

Para as bases de dados da EPE, os curtos máximo e mínimo são diferenciados da seguinte maneira.

 Curto Máximo:

Os elementos em derivação presentes nos casos de interesse, capacitores e reatores, são aqueles considerados em operação nos casos bases do PDE - Plano Decenal de Expansão da Transmissão, no cenário de carga pesada, com Norte exportador dos anos correspondentes.

As máquinas presentes em cada caso são aquelas indicadas na Planilha de Despacho da EPE (ferramenta utilizada na definição do despacho de geração dos casos do PDE). Todas as máquinas indicadas com geração máxima não nula são consideradas operando com toda a sua potência instalada. Essas máquinas são representadas ligadas à rede através de suas impedâncias subtransitórias (Ra + jX”d).

 Curto Mínimo:

A topologia do sistema elétrico é idêntica àquela dos casos de curto-circuito máximo, no que se refere às linhas de transmissão e transformadores.

Os elementos em derivação presentes nos casos, capacitores e reatores, são aqueles considerados em operação nos casos bases do PDE no cenário de carga leve e Norte exportador dos anos correspondentes.

As máquinas presentes em cada caso são aquelas com possibilidade de despacho indicadas na Planilha de Despacho da EPE. Apenas as máquinas indicadas com geração mínima não-nula são consideradas em operação e com valor de geração igual ao despacho mínimo.

Os seguintes resultados para os equivalentes foram obtidos, conforme Tabela 2:

Tabela 2 - Equivalentes

Subestação Sequência EPE CC Min [Ohms] EPE CC Max [Ohms] ONS [Ohms] Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ângulo Miracema Positiva 17,23 85,53 11,88 84,27 12,28 84,37 Zero 26,69 83,75 23,28 83,60 29,70 82,29 Gurupi Positiva --- --- --- --- --- --- Zero --- --- --- --- --- --- S. Mesa Positiva 144,32 83,27 55,36 89,32 55,71 89,20 Zero 38,93 89,38 19,00 89,21 20,64 89,27 Samambaia Positiva 65,04 84,46 35,45 86,35 35,45 86,15 Zero 27,65 85,94 28,09 85,71 30,10 85,51 Peixe 2 Positiva 493,10 89,95 206,12 89,90 244,41 89,91 Zero 233,57 87,92 134,98 86,41 110,63 85,61 S. Mesa 2 Positiva 25,24 -89,97 508,63 88,98 342,30 -82,92 Zero 286,25 85,02 289,46 85,03 577,09 80,24 Luziânia Positiva 65,23 84,97 49,88 84,62 104,98 83,29 Zero 2,42 89,68 2,42 89,68 87,81 84,01

3.3 C

N

C

-C

Os curtos-circuitos trifásico e monofásico foram calculados, utilizando o mesmo

software, para cada uma destas bases de dados. A Tabela 3 apresenta esses valores: Tabela 3 – Níveis de Curto-Circuito

Subestação Curto EPE CC Min [A] EPE CC Max [A] ONS [A]

Miracema Monofásico 18700 23424 21093 Trifásico 24428 34074 34484 Gurupi Monofásico 10383 11900 11361 Trifásico 20802 24351 27674 S. Mesa Monofásico 15776 23052 23101 Trifásico 18426 24610 26112 Samambaia Monofásico 17237 19933 19251 Trifásico 18075 22996 23649 Peixe Monofásico 7999 9840 10857 Trifásico 13848 16290 22124 S. Mesa 2 Monofásico 10629 12314 12114 Trifásico 16299 19942 21638 Luziânia Monofásico 23023 27752 13224 Trifásico 16357 19991 20402

A Figura 31 apresenta o sistema estudado sendo representado no software SAPRE – Sistema de Analise E Projeto de Redes Elétricas, que faz o papel de interface gráfica para o ANAFAS, utilizando o banco de dados do sistema ONS, horizonte 2017.

3.4 C

S

S

Aqui são apresentados os dados de compensação série e shunt presentes nas bases de dados do ONS e EPE.

3.4.1 Compensação série

A Tabela 4 apresenta os dados de compensação série retirados do banco de dados da EPE. Salientando que as compensações instaladas nas linhas de Gurupi para Serra da Mesa, são tiristorizadas em Serra da Mesa, porém nessa simulação estão sendo consideradas fixa. Já as do outro terminal são fixas.

Tabela 4 - Dados de Compensação Série - EPE

De Miracema Para Gurupi

De Gurupi Para Miracema

De Gurupi Para Serra da Mesa

Capacitor

X (μF) 111,68

Varistor

Corrente de Proteção (RMS/Fase) 3908,29

GAP

Corrente Máxima (RMS/Fase) 8600

Energia Máxima (MJ/Fase) 24,1

De Serra da Mesa Para Gurupi

Capacitor

X (μF) 166,56

Varistor

Corrente de Proteção (RMS/Fase) 3623,23

GAP

Corrente Máxima (RMS/Fase) 11100

Energia Máxima (MJ/Fase) 12

De Samambaia Para Serra da Mesa

Capacitor

X (μF) 85,01

Varistor

Corrente de Proteção (RMS/Fase) ----

GAP

Corrente Máxima (RMS/Fase) ----

Energia Máxima (MJ/Fase) ----

De Gurupi Para Peixe 2

Capacitor

X (μF) 197,95

Varistor

Corrente de Proteção (RMS/Fase) 4121,27

Corrente Máxima (RMS/Fase) 21000

Energia Máxima (MJ/Fase) 47,6

De Peixe 2 Para Serra da Mesa 2

Capacitor

X (μF) 75,14

Varistor

Corrente de Proteção (RMS/Fase) 4018,29

GAP

Corrente Máxima (RMS/Fase) 10500

Energia Máxima (MJ/Fase) 46,7

De Serra da Mesa 2 Para Luziânia

De Luziânia Para Serra da Mesa 2

Capacitor

X (μF) 106,85

Varistor

Corrente de Proteção (RMS/Fase) 4249,76

GAP

Corrente Máxima (RMS/Fase) 31000

Energia Máxima (MJ/Fase) ----

As compensações presentes no banco de dados ONS somente apresentam os valores de capacitância, conforme Tabela 5.

Tabela 5 - Dados de Compensação Série - ONS

De Miracema Para Gurupi

De Gurupi Para Miracema

De Gurupi Para Serra da Mesa

X (μF) 111,6877

De Serra da Mesa Para Gurupi

X (μF) 168,4179

De Samambaia Para Serra da Mesa

X (μF) 57,97994

De Gurupi Para Peixe 2

X (μF) 197,9539

De Peixe 2 Para Serra da Mesa 2

X (μF) 75,14398

De Peixe 2 Para Luziânia

De Luziânia Para Peixe 2

X (μF) 107,6098

Deve-se notar que os valores apresentam uma certa convergência. Os valores da base EPE serão utilizados nas simulações deste trabalho, devido ao seu maior detalhamento.

3.4.2 Compensação Shunt

Para compensação shunt a base de dados EPE apresenta um valor único para todos os compensadores presentes na região cujo valor de reatância é de 1838,225 Ω. Estes serão os valores implementados nas simulações, uma vez que para as compensações série esta base de dados foi escolhida.

Para as interligações Miracema a Gurupi essas compensações possuem, segundo a base ONS, 4328,25 Ω. O mesmo valor é presente entre Serra da Mesa e Gurupi. Para Serra da Mesa e Samambaia um circuito possui 3400 Ω e os demais 1825 Ω. Este último valor também é empregado entre Serra da Mesa 2 e Luziânia.

3.5 F

P

Foi utilizado o software ANAREDE – Analise de Redes, para obtenção de uma situação de fluxo real do sistema estudado. Este é o programa computacional mais utilizado no Brasil na área de Sistemas Elétricos de Potência. Formado por um conjunto de aplicações integradas que inclui Fluxo de Potência, Equivalente de Redes, Análise de Contingências, Análise de Sensibilidade de Tensão e Fluxo e Análise de Segurança de Tensão. O programa dispõe ainda de modelo de curva de carga, modelo de bancos de capacitores / reatores chaveados para controle de tensão, modelos de equipamentos equivalentes e individualizados, algoritmo para verificação de conflito de controles e facilidades para estudos de recomposição do sistema [27].

Para obtenção do fluxo adotou-se a barra de Ilha Solteira como referência. O cenário escolhido foi um período de inverno e condição de carga pesada para o horizonte 2017. O resultado obtido é apresentado na Figura 32, onde pode-se observar o fluxo entre cada barra do sistema modelado e tensão esperada para essas.

Foram adicionados os reatores de barra segundo a base de dados ONS para uma condição de fluxo pesado, conforme Tabela 6.

Tabela 6 - Reatores de Barra

Subestação Reator [MVAr]

Miracema 310,4 Gurupi 313,4 S. Mesa --- Samambaia 155,7 Luziânia 312,8 S. Mesa 2 154,4 Peixe 156,9