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![Proteção em sistemas eletroenergéticos 24
Æ Força líquida:
Æ Substituindo:
Æ Simplificando:
ü A força sob o disco é constante (embora as
grandezas de entrada sejam senoidais) e
proporcional ao seno do ângulo entre os dois
fluxos.
ü Relé livre de vibrações
211212 ffff iiFFF -@-=
( ) ( )[ ]qqff +-+µ wtwtwtwtwF cossencossen21
qff sen21KF µ](https://image.slidesharecdn.com/apostila-protecao-sel354-2003-150118063055-conversion-gate01/85/Apostila-protecao-sel354-2003-25-320.jpg)
![Proteção em sistemas eletroenergéticos 76
16.7 Relé de impedância modificado
Æ Característica deslocada no plano R-X através de
artifício de polarização.
ü Conjugado:
( ) 3
2
2
2
1 kCIVkIkC ---=
Artifício de compoundagem: faz com que o relé de
impedância tenha sua característica deslocada no plano
R-X, de modo a oferecer resultados semelhantes aos do
relé mho no que diz respeito à acomodação de certa
resistência de arco voltaico. Isso é feito polarizando-se a
bobina de tensão com uma componente CI proporcional
à corrente aplicada no relé.
ü Para C = 0 e k3 = 0, desenvolve-se a expressão
vetorial:
0
2
2
2
1 =-- CIVkIk
[ ] 0cos2 222
2
2
1 =+-- ICCVIVkIk q
( )2
I¸](https://image.slidesharecdn.com/apostila-protecao-sel354-2003-150118063055-conversion-gate01/85/Apostila-protecao-sel354-2003-77-320.jpg)
![Proteção em sistemas eletroenergéticos 77
0cos
2
2
22
22
2
21 =ú
û
ù
ê
ë
é
+--
I
IC
I
CVI
I
V
kk q
[ ] 0cos2 22
21 =+-- CCZZkk q
ü E como
222
XRZ += e RZ =qcos
[ ] 02 222
21 =+-+- CCRXRkk
[ ] 0)( 22
21 =+-- XCRkk
( )
2
2
122
÷÷
ø
ö
çç
è
æ
=+-
k
k
XCR
Equação de um círculo com centro
deslocado C da origem e com raio igual a
2
1
k
k .](https://image.slidesharecdn.com/apostila-protecao-sel354-2003-150118063055-conversion-gate01/85/Apostila-protecao-sel354-2003-78-320.jpg)
![3
linhas médias e longas compensações extras são
necessárias. Para resolver a equação (1) foram
introduzidos os parâmetros que limitarão a solução.
Assumindo uma falta na linha PT, ilustrada pela figura 1,
a uma distância k do relé, os valores instantâneos da
tensão e da corrente podem ser calculados pela equação
(2), para uma linha trifásica:
+
=
c
b
a
l
c
b
a
r
c
b
a
i
i
i
dt
d
Lk
i
i
i
Rk
v
v
v (2)
onde va, vb e vc, ia, ib e ic são as tensões e correntes
trifásicas nas respectivas fases a, b e c da linha, e os
parâmetros kr e kl são o comprimento relativo da linha
para a resistência e a indutância, respectivamente. Para
uma falta na linha PT, estes parâmetros assumirão um
valor entre 0 e 1, que representa a distância entre a falta e
a localização do relé, que em condições ideais seriam
iguais.
As matrizes R e L são as matrizes resistência e
indutância para a linha modelada, respectivamente.
Assumindo uma transposição perfeita, tem-se:
=
smm
msm
mms
RRR
RRR
RRR
R
e
=
smm
msm
mms
LLL
LLL
LLL
L
(3)
onde os índices s e m significam própria e mútua,
respectivamente. Os índices 0 e + são utilizados na
representação do sistema através das componentes de
seqüência zero e positiva, respectivamente.
A relação entre os parâmetros são:
L+
= Ls - Lm
(4)
R+
= Rs - Rm
L0
= Ls – 2Lm
R+
= Rs - 2Rm
De (4) , segue que:
3Lm = L0
– L+ (5)
3Rm = R0
– R+
Foram usadas as equações (4) para rescrever a
equação (1) como:
( ) ( )
−+
−+
+
=
++++
0
0
0
0
0
0
0
0
a
i
i
i
dt
d
LLk
i
i
i
RRk
i
i
i
dt
d
Lk
i
i
i
Rk
v
v
v
lr
c
b
a
l
c
b
a
r
c
b
(6)
Com a corrente de seqüência zero igual a:
i0 = (ia + ib + ic)/3 (7)
A seguir serão derivadas a equações para os tipos de
faltas estudados.
3.1 Falta fase-terra.
Assumindo uma falta fase-terra, ocorrendo na fase a e a
uma distância k do relé, o valor instantâneo da tensão va,
que é a tensão da fase a no ponto do relé, pode ser
calculada usando a equação (8). Os parâmetros kr e kl,
que são os fatores multiplicadores da resistência e
indutância, respectivamente para uma falta na linha,
podem ser escritos na forma:
( )[ ] ( )
−++−+= ++++
dt
di
LL
dt
di
LkiRRiRkv a
lara
00
0
0 (8)
e a expressão pode ser escrita na forma geral como:
dt
di
kikv l
lrr +=
(9)
Onde:
( )
( )0
0
0
0
iLLiLi
iRRiRi
vv
al
ar
a
++
++
−+=
−+=
= (10)
3.2 Falta fase-fase-terra ou fase-fase
Considerando uma falta entre as fases a e b, a uma
distância k, envolvendo ou não a terra, a sua equação
pode ser representada pela expressão:
( ) ( )
−+
−+
+
=
++++
0
00
0
00
i
i
dt
d
LLk
i
i
RRk
i
i
dt
d
Lk
i
i
Rk
v
v
lr
b
a
r
b
a
r
b
a (11)
e na sua forma geral
dt
di
kikv l
lrr +=
(12)
Onde:
( )
( )bal
bar
ba
iiLi
iiRi
vvv
−=
−=
−=
+
+
(13)
3.3 Falta trifásica
Para uma falta trifásica a uma distância k do relé, desde
que a falta seja simétrica, a equação (6) pode ser rescrita
da forma:
+
=
++
c
b
a
l
c
b
a
r
c
b
i
i
i
dt
d
Lk
i
i
i
Rk
v
v
va (14)
Definimos os componentes αβ por:
=
c
b
a
v
v
v
M
v
v
β
α onde
= −
−−
2
3
2
3
2
1
2
1
0
1
3
2
M
(15)
As três quantidades a, b, c são convertidas em duas
novas quantidades ortogonais entre si, ficando a equação
geral da forma:](https://image.slidesharecdn.com/apostila-protecao-sel354-2003-150118063055-conversion-gate01/85/Apostila-protecao-sel354-2003-105-320.jpg)
![S R
d
V’S V’R
I’S I’RF
RF
I’F
I’FS I’FR
V’F
Figura 1(a) - Rede faltosa
Aplicando-se a teoria da superposição em redes lineares,
separa-se uma rede faltosa em duas redes derivadas: uma
rede pré-falta e uma rede em que a falta foi isolada,
representadas respectivamente pelas Figuras 1(b) e 1(c).
S R
VS VR
IS IR
Figura 1(b) - Rede pré-falta
S
F
V”S V”R
VF
I”S I”R
F
R
RF
I”FRI”FS
IF
Figura 1(c) - Rede com a falta isolada
Seja V’F o vetor de tensão em F, e seja IF’ o vetor de
corrente na resistência de falta RF na rede faltosa. Temos
então,
V’F = RF . I’F
= -RF (I”FS+I”FR) (1)
sendo V’F o fasor de tensão pós-falta no ponto F, I’F o
fasor de corrente pós-falta no ponto F, I”FS igual a corrente
da linha de F para S e I”FR igual a corrente de F para R,
ambas definidas na rede com a falta isolada.
Uma nova variável K(d) é definida como
K(d) ≅
I"
I"
FR
FS
(2)
Pode ser observado que a razão K(d) é uma função da
distância d à falta. A substituição da equação (2) na equação
(1) produz:
V’F = -RFI”FS(1+K(d)) (3)
V’F e I”FS podem ser estimados pelos vetores medidos
localmente, utilizando a Teoria dos Quadripólos,
V’F = A(d)V’S-B(d)I’S (4)
I”FS = C(d)V”S-D(d)I”S (5)
onde A(d), B(d), C(d) e D(d) são as quatro constantes para
a porção SF da linha, definidas para um sistema distribuído
como:
A(d) = D(d) = cosh(λd) (6)
B(d) = ZC senh(λd) (7)
C(d) = senh(λd)/ZC (8)
onde λ é a constante de propagação e ZC é a impedância
característica da linha.
Os vetores faltosos V’S e I’S são obtidos diretamente no
terminal local S, enquanto que os vetores para a rede de
falta isolada V”S e I”S são obtidos através da diferença entre
os vetores pós-falta e os vetores pré-falta, como descrito
anteriormente,
V”S ≅ V’S - VS (9)
I”S ≅ I’S - IS (10)
Portanto, a equação (3) pode ser rescrita apenas com
vetores obtidos localmente, como:
A(d)V’S-B(d)I’S=-RF{1+K(d)}{C(d)V”S-D(d)I”S} (11)
o que leva a
R {1 K( )}
A( )V B( )I
C( )V" D( )I"
F
S S
S S
+ =−
′ − ′
−
d
d d
d d
(12)
Como a impedância de falta é puramente resistiva, isto
implica que RF é uma variável real. A razão K(d) também
será real com a condição de que a linha de transmissão seja
sem perdas, e as impedâncias das fontes nos dois terminais
da linha sejam puramente indutivas. Tudo isto implica que
o lado esquerdo da equação (12) será real. Portanto, o lado
direito da equação (12) também deverá ser real para que
sentença seja verdadeira.
A equação básica do localizador é então definida como:
Imag[
A( )V B( )I
C( )V" D( )I"
] 0S S
S S
d d
d d
′− ′
−
= (13)
onde Imag[.] representa a parte imaginária de uma variável
complexa. A solução d da equação (13) é a distância do
ponto da falta ao terminal local. Como a equação (13) não é
uma equação linear, é necessário uma técnica de solução
iterativa. É então utilizada a técnica Newton-Raphson
aplicada ao problema da localização da falta.
A equação básica obtida contém a distância (d)
desconhecida, fasores filtrados de tensão e corrente obtidos
localmente e parâmetros da linha. Assim, o processo de
localização da falta pode ser realizado sem nenhum dado de
terminal remoto. Não são necessários canais de
comunicação entre os terminais. A equação básica não
inclui a resistência de falta RF.
As características do localizador de falta para uma linha
monofásica são obviamente aplicáveis para uma linha](https://image.slidesharecdn.com/apostila-protecao-sel354-2003-150118063055-conversion-gate01/85/Apostila-protecao-sel354-2003-111-320.jpg)
![trifásica. A equação básica pode então ser estendida para
uma linha trifásica. Seja (.)(W)
uma quantidade modal. Então
para uma falta fase-terra a equação fica,
Im
( ) ( )
( ) ( ) ( )
( ) ( ) ( ) ( )
ag
V V V
C d V D d I
F F F
j
S
j j
S
j
′ + ′ + ′
′′ − ′′
=
1 2 3
0 (14)
j=1,2,3
e para uma falta fase-fase,
Im
( ) ( )
( ) ( )
( ) ( ) ( ) ( )
ag
V V
C d V D d I
F F
j
S
j j
S
j
′ − ′
′′ − ′′
=
2 3
0 (15)
j=1,2
As tensões modais em F são estimadas pela equação
(16).
V’F
(W)
= A(W)
(d)V’S
(W)
-B(W)
(d)I’S
(W)
(16)
W=1,2,3
3 - LOCALIZADOR DIGITAL DE FALTAS COM
DADOS PROVENIENTES DOS DOIS TERMINAIS
DA LINHA
Será descrito a seguir um algoritmo para localização de
faltas utilizando dados dos dois terminais da linha de
transmissão de alta tensão, representada pela Figura 1(a). O
algoritmo baseia-se na utilização dos fasores fundamentais
trifásicos de corrente e tensão de ambos os terminais.
Portanto, a existência de um mecanismo de comunicação de
dados entre os terminais e o processador se faz necessária.
Deve ser ressaltado que a abordagem desenvolvida
utiliza os fasores fundamentais obtidos de ambos os
terminais, assim, estes valores devem ser sincronizados em
relação à uma referência de tempo comum.
3.1 - Detecção do instante de ocorrência da falta
Aqui a detecção da falta é introduzida com o mesmo
propósito do método utilizando dados de um terminal, com
a diferença de que são determinados os pontos iniciais da
ocorrência da falta em ambos os terminais. São então
obtidos dois conjuntos com um ciclo de dados de pré e pós-
falta relativos a cada terminal.
3.2 - Extração dos fasores fundamentais
O processo é idêntico ao descrito na seção 2.2, sendo a
filtragem efetuada em ambos os terminais.
3.3 - Sincronização dos dados
Como o algoritmo envolve utilização de dados dos dois
terminais da linha de transmissão, é de extrema importância
que os fasores de tensão e corrente em ambos os terminais
estejam relacionados por uma referência de tempo comum.
Uma sincronização para a referência de tempo nos dois
terminais pode ser conseguida através de um canal de
ligação contínuo entre os terminais, mas esta solução seria
muito dispendiosa. Na prática, os dados de pré-falta de
corrente e tensão em um dos terminais podem ser usados
para providenciar uma referência comum (sincronização)
com relação aos dados gravados no outro terminal. Por
exemplo, a tensão pré-falta no terminal remoto pode ser
calculada pelo equipamento localizado no terminal local
através de equações de linha dada por (17). Esta abordagem
elimina a necessidade de sincronização dos dados através
de uma linha de comunicação exclusiva, podendo esta
sincronização ser efetuada através do software do próprio
localizador ( Coury e Aggarwali, 1991).
VS = cosh (λL)VR - ZC senh (λL)IR (17)
onde L = comprimento da linha
A avaliação da equação (17) fornece o ângulo de fase
entre as tensões dos terminais local e remoto para os dados
de pré-falta. Este ângulo, por sua vez, é usado para
providenciar uma referência de tempo comum para os
dados de tensão amostrados em cada terminal. Através dele,
uma sincronização perfeita dos dados pode ser obtida.
3.4 - Teoria fundamental e equacionamentos do
localizador
Esta seção descreve os princípios fundamentais da
técnica de localização de faltas utilizando fasores de tensão
e corrente trifásicos dos dois terminais da linha (Girgis et
ali, 1992), considerando-se o sistema descrito pela Figura
1(a).
Admitindo-se que os fasores trifásicos de tensão e
corrente nos barramentos S e R estão sincronizados, então
os vetores trifásicos de tensão nos barramentos S e R
podem ser representados em função dos vetores trifásicos
de corrente, pelas equações (18) e (19).
V’S=V’F+d Zabc I’S (18)
V’R=V’F+(L-d) Zabc I’R (19)
onde:Zabc = matriz impedância da linha trifásica.
Subtraindo-se equação (19) de (18) fica:
V’S-V’R+L Zabc I’R=d Zabc [I’S+I’R] (20)
A equação (20) pode ser rescrita, considerando o
sistema trifásico, da forma:
Y
Y
Y
M
M
M
a
b
c
a
b
c
=
d ou Y=Md (21)
onde:
Y V V L Z ISj Sj Rj ji Ri
i=a,b,c
= ′ − ′ + ′∑ (22)
M Z I Ij ji Si Ri
i=a,b,c
= ′ + ′∑ ( ) (23)
p/ j=a,b,c
com Zji = matriz 3x3 da impedância série
A equação (21) representa três equações complexas ou
seis equações reais para uma incógnita (d), que é a distância
da falta em relação a um terminal da linha.](https://image.slidesharecdn.com/apostila-protecao-sel354-2003-150118063055-conversion-gate01/85/Apostila-protecao-sel354-2003-112-320.jpg)
![Deve ser ressaltado que para o caso prático as equações
(18) e (19) devem levar em consideração as equações de
linha longa e a transformação modal para desacoplamento
descrita anteriormente deve ser utilizada (Coury, 1992).
O algoritmo proposto independe do tipo de falta e da
resistência de falta para seus equacionamentos.
4 - TESTES REALIZADOS PARA OS
LOCALIZADORES DE FALTAS ESTUDADOS
O modelo do sistema de potência estudado é mostrado na
Figura 2.
L = 200 km
20 GVA 5 GVA
tensão nominal - 400 KV
~ ~1 ∠ 0°
1 ∠ 10°
S R
Figura 2 - Modelo do sistema de potência estudado
O sistema corresponde a uma linha de transmissão de 400
kV e 200 km de extensão, interligando duas estações
geradoras de 20 GVA e 5 GVA, respectivamente. Os dados
para teste dos algoritmos foram obtidos através do software
TEER, que simula os sinais de uma linha de transmissão
sob condição de curto-circuito (Johns e Aggarwal,1976). A
resposta do algoritmo para uma falta a-terra é ilustrado na
Figura 3.
0 20 40
-4
-2
0
2
4
fase a
fase b
fase c
CorrentenabarraP[kA]
tempo [ms]
0 20 40
-400
-200
0
200
400
fase a
fase b
fase c
TensãonabarraP[kV]
tempo [ms]
Figura 3 - Ondas típicas de corrente e tensão para
uma falta fase-terra com um ciclo de dados pré-falta
Deve ser ressaltado que a saída do referido software
simula os registradores digitais de falta anteriormente
citados. Os algoritmos foram testados para uma variedade
de condições da linha de transmissão considerada, com o
objetivo de cobrir grande parte das situações comuns à uma
linha de transmissão de alta tensão. Primeiramente, foram
testados diferentes tipos de faltas em diversas localizações
da linha. Posteriormente, o mesmo foi testado para
variações na resistência de falta, capacidade das fontes, taxa
amostral utilizada e comprimento total da linha. A maior
parte dos testes foi realizada a uma taxa amostral de 4 kHz.
4.1 - Testes da técnica baseada em dados provenientes
de um único terminal
Os resultados obtidos são apresentados a seguir, de
acordo com os grupos apresentados anteriormente para as
duas técnicas de localização de falta.
A margem de erro dos cálculos é expressa como uma
porcentagem do comprimento total da linha e é dada pela
expressão:
% erro =| distância estimada -distância real |x100% (24)
comprimento da linha
E a faixa de busca é dada por:
F=| distância estimada -distância real | (25)
4.1.1 - Determinação do instante de ocorrência da falta
Conforme explicitado na seção 2.1, a determinação do
ponto de ocorrência da falta é baseada na comparação das
amostras de cada fase da linha com as amostras
correspondentes, um ciclo anterior. Após a ocorrência de
três amostras consecutivas com variações significativas, a
ocorrência da falta é identificada. Nos testes realizados, o
atraso máximo ocorrido para a detecção desse instante foi
de 3 amostras. Este atraso não exerce nenhuma
conseqüência, direta ou indireta, sobre a precisão do
algoritmo.
4.1.2 - Extração dos fasores fundamentais das ondas de
tensão e corrente através da TDF
A TDF extrai as componentes fundamentais das ondas
ruidosas de tensão e corrente dos dados pós-falta. Através
dos testes realizados pode-se afirmar que a técnica de
filtragem proposta é bastante eficaz para a finalidade a que
foi incorporada ao algoritmo.
4.1.3 - Cálculo da distância da falta em relação ao
terminal local
O passo final foi a aplicação do Método Newton-
Raphson para a obtenção da distância da falta em relação ao
terminal local. O método foi aplicado utilizando-se as
equações (14) e (15) descritas anteriormente. Para a maioria
dos casos, as soluções convergiram em 3 iterações. Um
processo iterativo é mostrado na Figura 4 para uma falta
AT a 122 km do terminal emissor, para a linha considerada.](https://image.slidesharecdn.com/apostila-protecao-sel354-2003-150118063055-conversion-gate01/85/Apostila-protecao-sel354-2003-113-320.jpg)
Carregado porIvan Verastegui Churqui
Apostila protecao-sel354-2003 !!
O documento discute os princípios fundamentais da proteção em sistemas eletroenergéticos, incluindo tipos de relés, causas de defeitos, efeitos de curto-circuito, estatísticas de falhas, classificação e características de relés de proteção.
![Apostila profissional do senai circuitos eletricos[1]](https://cdn.slidesharecdn.com/ss_thumbnails/apostilaprofissional-dosenaicircuitoseletricos1-161213235813-thumbnail.jpg?width=640&height=640&fit=bounds)
![[E-BOOK 1] - Comandos Elétricos 1.pdf](https://cdn.slidesharecdn.com/ss_thumbnails/e-book1-comandoseltricos1-230731223144-ae158a59-thumbnail.jpg?width=640&height=640&fit=bounds)
Apostila protecao-sel354-2003 !!
- 1. SEL – 354 PROTEÇÃODE SISTEMAS ELETROENERGÉTICOS
- 2. Proteção em sistemaseletroenergéticos 1 SEL 354 – Proteção em Sistemas Eletroenergéticos Prof. Denis Vinicius Coury Æ Filosofia de proteção dos sistemas elétricos Æ Princípios fundamentais dos principais tipos de relés convencionais: Relés de corrente, tensão e potência Relés diferenciais, de freqüência, de tempo e auxiliares Relés de sobrecorrente Relés direcionais Relés de distância e com canal piloto Æ Transformadores de corrente e potencial Æ Redutores de medida e filtros Æ Relés Universais Æ Localizadores de faltas em linhas de transmissão Æ Novas tendências e artigos científicos
- 3. Proteção em sistemaseletroenergéticos 2 Bibliografia Recomendada & PHADKE, A. G.; THORP, J. S. – Computer relaying for power systems, John Wiley & Sons Inc., ISBN 0 471 92063 0. & Power system protection – Digital protection and signallig, Edited by Electricity Training Association – IEE, Vol. 4, ISBN 085296 838 8. & JOHNS, A. T.; SALMAN S. K. – Digital protection for power systems, Peter Peregrinus Ltd., ISBN 0 86341 195 9. & Protective relays – Application guide, GEC Measurements. & PHADKE, A. G.; HOROWITZ, S. H. – Power system relaying, Research Studies Press Ltd, ISBN 0 863 801 854.
- 4. Proteção em sistemaseletroenergéticos 3 & UNGRAD, H.; WINKLER, W.; WISZNIEWSKI, A. – Protection techniques in electrical energy systems, Marcel Dekker, Inc., ISBN 0 8247 9660 8. & Protective relaying theory and applications, W. A. Elmore ABB Power T & D Company Inc., ISBN 0 8247 9152 5. & CAMINHA, A. C. – Introdução à proteção dos sistemas elétricos, Editora Edgard Blücher Ltda., 1983. & CLARK, HARRISON K. – Proteção de sistemas elétricos de potência, Universidade Federal de Santa Maria, 1979. & GERS, J.M. ; HOLMES, E.J. – Protection of electricity distribution networks, The Institution of Electrical Engineers, London, UK, 1998. & Periódicos científicos que dizem respeito ao assunto.
- 5. Proteção em sistemaseletroenergéticos 4 Proteção em Sistemas Eletroenergéticos Em oposição à garantia de economia e qualidade do serviço, além de vida útil razoável das instalações, as concessionárias enfrentam perturbações e anomalias de funcionamento que afetam as redes elétricas e seus órgãos de controle. I Considerações gerais Æ SEP è Proteção eficaz e confiável Æ Atributos cada vez mais exigidos è crescimento, complexidade e interligamentos dos SEP 1.1 Pode-se prevenir os defeitos ü Manutenção preventiva e operação adequada ü Previsão de isolamento adequado ü Coordenação adequada de pára-raios ü Proteção de elementos com cabos aterrados ü Proteção contra a ação destruidora de animais, terra, lixo, etc.
- 6. Proteção em sistemaseletroenergéticos 5 1.2 Pode-se diminuir a ação do defeito: ü Limitando as correntes c.c. (reatores) ü Projetando elementos de circuito mais resistentes capazes de suportar os efeitos mecânicos e térmicos das correntes de defeito ü Isolando com presteza o elemento defeituoso ü Aumentando a estabilidade do sistema ü Analisando o funcionamento adequado do sistema – estatísticas do defeito.
- 7. Proteção em sistemaseletroenergéticos 6 II Função e importância da proteção Æ Relés de proteção è provocar, sem demora, o desligamento total do elemento defeituoso. Æ Estudo da proteção è considerações: Ø Elétricas – características do sistema de potência Ø Econômicas – custo do equipamento principal versus custo relativo do sistema de proteção Ø Físicas – facilidades de manutenção, distância entre os pontos de ação dos relés, etc. III Causas dos defeitos Æ Ar è c.c. por aves, roedores, galhos de árvores, etc. Rigidez dielétrica afetada por ionização provocada por frio ou fogo. Æ Isoladores de porcelana curto-circuitados ou rachados Æ Isolação de trafos e geradores afetados pela umidade Æ Descargas atmosféricas Æ Surtos de chaveamento
- 8. Proteção em sistemaseletroenergéticos 7 IV Efeitos indesejáveis do c.c. (caso persista) Æ Redução da margem de estabilidade Æ Danos aos equipamentos vizinhos à falha Æ Explosões Æ Efeito cascata V Quadro estatístico dos defeitos Æ Quadro I - Levantamento estatístico ocorrido na Central Electricity Generating Board – Inglaterra üMaior ocorrência de defeitos: Linhas de transmissão Æ Quadro II – Levantamento dos tipos de faltas sobre linhas de transmissão fornecido pela Boneville Power Association (BPA) e Swedish State Power Boord (1951 – 1975)
- 9. Proteção em sistemaseletroenergéticos 8 Quadro I – Ocorrências de faltas sobre os componentes EQUIPAMENTO DEFEITO (%) Linhas aéreas 31,3 Proteção 18,7 Transformadores 13,0 Cabos 12,0 Seccionadores 11,7 Geradores 8,0 Diversos 2,1 TC’s e TP’s 1,8 Equipamento de controle 1,4 Quadro II – Incidência dos tipos de defeitos sobre linhas de transmissão Tipo dos BPA SSPB defeitos 500KV 400 KV 200 KV Fase - Terra 93% 70% 56% Fase - Fase 4% 23% 27% Fase – Fase - Terra 2% Trifásico 1% 7% 17%
- 10. Proteção em sistemaseletroenergéticos 9 VI Classificação dos relés Æ Tipo construtivo: eletrodinâmico, disco de indução, elemento térmico, fotoelétrico, digital, etc. Æ Natureza do parâmetro ao qual o relé responde: corrente, tensão, potência, freqüência, pressão, temperatura, etc. Æ Grandezas físicas de atuação: elétricas, mecânicas, térmicas, óticas, etc. Æ Método de conexão do elemento sensitivo: direto no circuito primário, através de TP’s e TC’s. Æ Grau de importância: principal ou intermediário Æ Tipo de contatos: NA ou NF Æ Tempo de atuação: instantâneo ou temporizado Æ Tipo de fonte para atuação do elemento de controle: CA ou CC Æ Aplicação: geradores, transformadores, linhas de transmissão, etc.
- 11. Proteção em sistemaseletroenergéticos 10 VI Características funcionais da proteção por relés Æ Sensibilidade: capacidade de a proteção responder às anormalidades nas condições de operação e aos c.c. para os quais foi projetada. K – fator de sensibilidade Ipp – valor mínimo da corrente de acionamento do relé Valor usual: 1,5 a 2 Æ Seletividade: üisolar completamente o componente defeituoso; üdesligar a menor porção do SEP e üreconhecer condições onde a imediata operação é requerida daqueles onde nenhuma ou um retardo na operação é exigido. pp cc I I K min=
- 12. Proteção em sistemaseletroenergéticos 11 Æ Velocidade de atuação: minimiza o vulto dos defeitos e risco de instabilidade Æ Confiabilidade: é a probalidade de um componente, um equipamento ou um sistema satisfazer uma função prevista, sob dadas circunstâncias. VIII O relé elementar
- 13. Proteção em sistemaseletroenergéticos 12 Æ Contato móvel fechará o circuito operativo quando: Fe > Fm Æ Se I > Ia è o circuito deve ser interrompido, onde Ia é a corrente de atuação, de pick-up, de acionamento ou operação do relé. Æ Pelos princípios de conversão eletromecânica temos: Fe è força eletromagnética K è leva em consideração a taxa de variação da permeância do entreferro, número de espiras e ajusta as unidades convenientemente. Æ Força da mola: Æ Há, pois, no relé: Elemento sensor Elemento comparador Elemento de controle 2 KIFe @ KxFm =
- 14. Proteção em sistemaseletroenergéticos 13 t1 t2 t3 t4 Ii Id Ia t1 è I começa a crescer t2 è I atinge o valor da corrente de acionamento Ia t3 - t2 è o disjuntor atua abrindo o circuito t3 è a corrente começa a decrescer t4 è Fe < Fm è o relé abre o seu circuito magnético Æ Relação de recomposição: ( Kd varia na prática entre 0,7 – 0,95) Fr è Força residual a d d I I K =
- 15. Proteção em sistemaseletroenergéticos 14 ( ) 0>-= mer FFF Feo è força eletromagnética de atuação: e + Fmo Fmo è esforço inicial da mola e è compensação de atrito do eixo, etc. IX Qualidades requeridas de um relé Æ ser tão simples e robustos o quanto possível Æ ser tão rápidos o quanto possível Æ ter alta sensibilidade e poder de discriminação
- 16. Proteção em sistemaseletroenergéticos 15 Æ realizar contatos firmes Æ manter a sua regulagem Æ ter baixo custo A título de comparação são dados valores tirados de uma proposta de fabricante, em valores relativos: relé de sobrecorrente, instantâneo, monofásico 1,0 pu relé de sobrecorrente, temporizado, trifásico 3,5 pu relé de sobrecorrente, temporizado, direcional 6,5 pu relé com fio piloto 12,0 pu relé de distância, de alta velocidade 56,0 pu relé digital, incluindo software 56,0 pu X Critérios de existência de falta Defeito ou falta è acidental afastamento das condições normais de operação
- 17. Proteção em sistemaseletroenergéticos 16 Æ Um curto-circuito traduz-se por: ü altascorrentes e quedas de tensão ü variação da impedância aparente ü aparecimento de seqüência negativa e seqüência zero de tensão e/ou corrente ü diferenças de fase e/ou amplitude entre a corrente de entrada (Ie) e saída (Is) em um elemento se Id = (Ie – Is) possuir valor elevado è há defeito É baseado nessas condições que, na prática, serão indicados os relés aplicáveis a cada caso.
- 18. Proteção em sistemaseletroenergéticos 17 XI Atributos dos sistemas de proteção 1 2 3 T R T R D12 D21 P D23 Æ O sistema pode ser subdividido em: 1- Disjuntores (D) 2- Transdutores (T) 3- Relés (R) e baterias Æ Processo Decisão tomada pelos relés è abertura dos disjuntores è desconexão da L. T. do restante do sistema e eliminação da falta. Todo o processo è 30 a 100 ms. Relé D23 também detecta a falha no ponto P, porém deve ser seletivo de modo a não operar.
- 19. Proteção em sistemaseletroenergéticos 18 XII Zonas de proteção ~ Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Æ Cada zona contém um ou mais elementos do sistema Zona 1 – proteção do gerador e transformador Zona 2 – proteção do barramento de AT Zona 3 – proteção da LT Zona 4 – proteção do barramento de BT Zona 5 – proteção do transformador Zona 6 – proteção do barramento de distribuição Æ Cada disjuntor está incluído em duas zonas de proteção vizinhas Os disjuntores ajudam a definir os contornos da zona de proteção. Æ Aspecto importante: as zonas vizinhas se sobrepõem. Esta sobreposição garante que nenhuma parte do sistema fique sem proteção.
- 20. Proteção em sistemaseletroenergéticos 19 Æ Problema: se ocorrer falha dentro da zona de sobreposição è maior porção será isolada. Região de sobreposição é feita a menor possível. Æ Exemplo: a) Consideremos o sistema de potência mostrado na figura abaixo com fontes geradoras além das barras 1, 3 e 4. Quais são as zonas de proteção nas quais este sistema poderia ser dividido? Que disjuntores operariam para falhas em P1 e em P2? b) Se forem adicionados três disjuntores no ponto 2, como seriam modificadas as zonas de proteção? A B C P1 1 2 4 3 P2
- 21. Proteção em sistemaseletroenergéticos 20 XIII Proteção de retaguarda Æ Encarrega-se da proteção no caso da proteção primária falhar. 1 T R 2 A B P 5 F G 3 D C 4 E H ü Para uma falta em P, a proteção primária (principal) deve abrir os disjuntores F e G. ü Um método de proteção de retaguarda èduplicar a proteção primária completamente. ü Outra opção: Função de proteção de retaguarda remota Se F não atuar è transferir a responsabilidade a A, D e H (elimina uma porção maior do sistema)
- 22. Proteção em sistemaseletroenergéticos 21 ü Outra condição: O sistema de retaguarda deve dar ao sistema primário tempo suficiente para atuar normalmente ê Retardo de tempo de coordenação: necessário para coordenar a operação dos sistemas primário e de retaguarda ü Outra opção: Sistema local de proteção de retaguarda: B, C e E (barra 1). Também chamado de sistema de proteção de falha de disjuntor. ü Problema: subsistemas comuns a ambos. ü Deve então ser considerada alguma forma de proteção de retaguarda remota para um bom dimensionamento do sistema de proteção.
- 23. Proteção em sistemaseletroenergéticos 22 XIV Relés de corrente, tensão e potência 14.1 Relés de indução eletromagnética Æ Usam o princípio de um motor de indução. Æ Operam em C. A.
- 24. Proteção em sistemaseletroenergéticos 23 Æ Posição do contato móvel = temporizador Æ O entreferro é uma fração de polegada Æ Se a corrente na bobina de operação for senoidal: F = fluxo máximo produzido q = defasagem provocada pelo anel w = freqüência angular da corrente aplicada Æ Devido à indutância desprezível no rotor: è if1, if2 em fase com ef1, ef2 (e = df/dt) wtsen11 f=F ( )qf +=F wtsen22 wtw dt d i cos1 1 1 f f f @@ ( )qf f f +@@ wtw dt d i cos2 2 2
- 25. Proteção em sistemaseletroenergéticos 24 Æ Força líquida: Æ Substituindo: Æ Simplificando: ü A força sob o disco é constante (embora as grandezas de entrada sejam senoidais) e proporcional ao seno do ângulo entre os dois fluxos. ü Relé livre de vibrações 211212 ffff iiFFF -@-= ( ) ( )[ ]qqff +-+µ wtwtwtwtwF cossencossen21 qff sen21KF µ
- 26. Proteção em sistemaseletroenergéticos 25 14.2 Relés de indução de duas grandezas de entrada Æ Substitui-se o anel de defasagem por duas grandezas atuantes. 1. As duas grandezas de atuação são correntes: 2. As duas grandezas de atuação são tensões: 3. Uma é a tensão e a outra a corrente ü Estrutura magnética simétrica: f proporcional a I. ü Defasagem entre os fluxos = defasagem entre as grandezas atuantes. 2211 sen KIIKT -= q 2211 sen KVVKT -= q 2111 sen KVIKT -= q
- 27. Proteção em sistemaseletroenergéticos 26 Consideremos (quadratura entre as grandezas): Para o relé atuar em conjugado máximo para qualquer q: I2 I1 I1 ’ Ref. Posição de I2 p/ Cmáx +C -C q f t I2 I1 I1 ’ Filtro defasador O processo mais simples de alterar o ângulo de máximo torque inerente, num relé de duas grandezas, é inserir entre qualquer das grandezas atuantes e sua bobina de operação um filtro defasador. 0 901sen =Þ=Þ qqmáxF qsen21IKIF = ( )fq +¢= sen21IIKT
- 28. Proteção em sistemaseletroenergéticos 27 f - deslocamento de fase introduzido t - definidor do conjugado máximo (catálogo do fabricante) Tmáx è cos(q - t) = 1 â q = t Tnulo è cos(q - t) = 0 â q = t ± 900 Finalmente: ü Surge o conceito de direcionalidade (C+ è I2 variando desde 0o a 180o ) ü t é denominado ângulo de conjugado máximo do relé. ( ) 43421 t fq fq fq -±= ±=+ =+® 0 0 90 90 1senmáxT ( )tq -¢= cos21IIKT
- 29. Proteção em sistemaseletroenergéticos 28 14.3 Equação universal dos relés K1, K2, K3 e K4 podem ser igualados a zero. 14.4 Relés de sobrecorrente (ajuste) Æ Relés não direcionais que respondem a amplitude de suas correntes. Sendo ½Ip½a corrente do enrolamento secundário do TC previamente definida e ½If½a corrente de falta. Æ Descrição funcional: Bloqueio Disparo T1 T2 ½ Ip ½ ½ If ½ ½ If ½>½ Ip ½® disparo ½ If ½<½ Ip ½® bloqueio Re(I) Im(I) { ( ) 43 )cos(212 2 2 )cos(211 2 1 cos KVIKVKIKT VVKIIK +-++= -- tq tqtq 321
- 30. Proteção em sistemaseletroenergéticos 29 Æ Há nomalmente dois tipos de ajuste: a) ajuste de corrente – ajuste de tapes Pelo posicionamento do entreferro, tensionamento da mola de restrição, pesos, tapes de derivação da bobina, etc. b) ajuste de tempo – ajuste do dispositivo de tempo DT por meio de dispositivos de temporização diversos.
- 31. Proteção em sistemaseletroenergéticos 30 Embora esses ajustes possam ser feitos de forma independente, a interdependência é mostrada nas curvas tempo-corrente, fornecidas no catálogo do fabricante. Æ ½Ip½ - Este ajuste é feito através de tapes do enrolamento de atuação. ½If½>½Ip½ - Função potencial inversa da amplitude da corrente. Æ Ajuste de tempo – característica no tempo pode ser deslocada: ½ - produz a mais rápida atuação no tempo 10 - produz a mais lenta atuação no tempo Proteção de Sobrecorrente Æ Correntes elevadas em SEP Þ causadas por faltas Æ Tipos mais comuns de proteção o Chaves termomagnéticas § Arranjos mais simples § Baixa tensão
- 32. Proteção em sistemaseletroenergéticos 31 o Fusíveis § Proteção de LTs BT e transformadores distrib. o Relés sobrecorrente § Dispositivo mais comum para se lidar com correntes excessivas § Devem operar em situações de sobrecorrente e sobrecarga Æ Tipos de relés de sobrecorrente o a) Corrente definida o b) Tempo definido o c) Tempo inverso Æ Relés de corrente definida o Opera instantaneamente quando corrente atinge valor predeterminado o Ajuste: na S/E mais distante da fonte o relé opera com valor baixo de corrente e vice-versa t I t I t I t1 a) b) c)
- 33. Proteção em sistemaseletroenergéticos 32 o O relé com ajuste mais baixo opera primeiro e desconecta a carga no ponto mais próximo à falta o Possui baixa seletividade em altos valores de corrente c.c. o Dificuldade em distinguir corrente de falta entre 2 pontos quando a impedância entre eles é pequena se comparada à da fonte o Não são usados como única proteção de sobrecorrente, mas sim como unidade instantânea onde outros tipos de proteção estão em uso Æ Relés de tempo definido o Ajuste variado Þ trata com diferentes níveis de corrente, usando diferentes tempos de operação o Ajuste: disjuntor mais próximo à falta é acionado no tempo mais curto o Disjuntores restantes são acionados sucessivamente, com atrasos maiores, em direção à fonte o Tempo de discriminação: diferença entre os tempos de acionamento para a mesma corrente
- 34. Proteção em sistemaseletroenergéticos 33 o Desvantagem: faltas próximas à fonte (correntes maiores) são isoladas em tempo relativamente longo o Ajuste de atraso de tempo é independente do valor de sobrecorrente requerido para operação do relé o Muito usados quando impedância da fonte é grande se comparada àquela do elemento a ser protegido (níveis de falta no relé são similares aos níveis no elemento protegido) Æ Relés de tempo inverso o Operam em tempo inversamente proporcional à corrente de falta o Vantagem: tempos de acionamento menores podem ser obtidos mesmo com correntes altas, sem risco de perda de seletividade o Geralmente classificados conforme sua curva característica (indica a velocidade de operação): § Inversa § Muito inversa § Extremamente inversa
- 35. Proteção em sistemaseletroenergéticos 34 Æ Ajuste dos relés de sobrecorrente o Possuem geralmente um elemento instantâneo e um elemento de tempo na mesma unidade o Ajuste envolve seleção de parâmetros que definem a característica tempo-corrente requerida o Ajuste das unidades instantâneas § Mais eficaz quando as impedâncias dos elementos protegidos são maiores que a da fonte § Vantagens · Reduzem o tempo de operação para faltas severas no sistema · Evitam perda de seletividade quando há relés com características diferentes (ajusta-se a unid. instant. para operar antes de cortar a curva característica) t I
- 36. Proteção em sistemaseletroenergéticos 35 · Critério de ajuste: depende do elemento a ser protegido: 1) Linhas entre subestações: - Considerar no mín. 125% da corrente simétrica para nível de falta máx. na próxima S/E 2) Linhas de distribuição: - Considerar 50% da corrente máx. de c.c. no ponto do relé ou - Considerar entre 6 e 10 vezes a máx. taxa do circuito 3) Transformadores: - Unid. instant. no primário do trafo deve ser ajustada entre 125 e 150% da corrente c.c. no barramento de BT, referida ao lado AT - Valor elevado a fim de evitar perda de coordenação com as altas correntes inrush
- 37. Proteção em sistemaseletroenergéticos 36 Æ Cobertura das unidades instantâneas protegendo linhas entre subestações end pickup i I I k = e element source S Z Z k = ABS pickup XZZ V I + = Onde: V = tensão no ponto do relé ZS = impedância da fonte ZAB = impedância do elemento a ser protegido X = percentagem da linha protegida ABS end ZZ V I + = e ABS ABS i XZZ ZZ k + + = Þ iAB iSABS kZ kZZZ X -+ = ~ ZS ZAB 50 A B x
- 38. Proteção em sistemaseletroenergéticos 37 Mas AB S S Z Z k = Þ ( ) i iS k kk X 11 +- = (*) Exemplo 1: Se ki = 1,25 e kS = 1 Então X=0,6 ou seja, a proteção cobre 60% da linha. Exemplo 2: O efeito da redução da impedância da fonte ZS na cobertura da proteção instantânea pode ser notada, usando-se um valor de ki = 1,25 na equação (*): Zs (W) ZAB (W) IA (A) IB (A) % coberta 10 10 100 50 60 2 10 500 83 76
- 39. Proteção em sistemaseletroenergéticos 38 Æ Ajuste das unidades de tempo nos relés de sobrecorrente o Tempo de operação pode ser atrasado para garantir que, na presença de uma falta, o relé não atuará antes de outra proteção mais próxima à falta o Diferença de tempo de operação para os mesmos níveis de falta Þ margem de discriminação o Ajuste dos parâmetros: § DIAL: representa o atraso de tempo que ocorre antes do relé operar · ¯ DIAL ¯ tempo de trip t I B A Margem de Discriminação
- 40. Proteção em sistemaseletroenergéticos 39 § TAP: define a corrente de pickup do relé · Precisa permitir margem de sobrecarga sobre a corrente nominal: TAP ³ (1,5 Inom) / RTC ¯ valor pode variar dependendo da aplicação (distribuição, relés de falta p/ terra, linhas AT, etc). Os procedimentos podem ser definidos pela seguinte expressão (alternativa ao uso das curvas em papel): 1 . -÷÷ ø ö çç è æ = a b SI I k t t = tempo de operação do relé (s) k = DIAL ou ajuste multiplicador de tempo I = corrente de falta (A) Is = TAP ou corrente de pickup selecionada a , b = determinam a inclinação da característica do relé
- 41. Proteção em sistemaseletroenergéticos 40 Para relés de sobrecorrente padrão: Tipo de relé a b Inverso 0,02 0,14 Muito inverso 1,00 13,50 Extremamente inverso 2,00 80,00 Dada a característica do relé Þ calcula-se a resposta no tempo para dado DIAL k, TAP e outros valores da equação. Æ Coordenação com fusíveis o Fusível opera Þ linha permanece aberta o Necessário prevenir operação do fusível o Dilema: seletividade X continuidade do sistema
- 42. Proteção em sistemaseletroenergéticos 41 14.5 Relés de tensão Equação de conjugado da forma: Æ Tem funcionamento similar aos relés de corrente. Æ O emprego típico é: a) relé de máxima – efetua a abertura do disjuntor quando a tensão no circuito (V) for maior que a tensão de regulagem (Vr) b) relé de mínima – caso contrário, por exemplo quando V < 0,65 Vr c) relé de partida ou aceleração – usado para curto- circuitar degraus de resistência em dispositivos de partida, para aceleração de motores. 2 2 1 KVKT -=
- 43. Proteção em sistemaseletroenergéticos 42 A armadura móvel pivoteia em torno do eixo de modo a bascular a ampola de mercúrio, estabelecendo assim o contato entre os terminais. 14.6 Relé de balanço de correntes Tipo muito usual, tanto para fins de sobrecorrente, como de unidade direcional. Æ Equação de conjugado, supondo I1 e I2 em fase: 3 2 22 2 11 KIKIKT --=
- 44. Proteção em sistemaseletroenergéticos 43 Æ Relé no limiar da operação (T = 0): Æ Se desprezarmos o efeito da mola K3 : Æ Voltando a equação do relé no limiar da operação (T =0) e supondo I2 = 0: (limiar da operação) 12 12 3 2 1 2 I IK K K K I -= 2 1 2 1 I K K I = 1 3 1 K K I =
- 45. Proteção em sistemaseletroenergéticos 44 1 21 k k tg- I2 I1 T+ 1 3 k k T- ü O efeito da mola é significativo somente nos baixos níveis de corrente. 14.7 Relés direcionais Æ Relé de duas grandezas: tensão e corrente Æ Capaz de distinguir entre o fluxo de corrente em uma direção ou outra Æ Devido a natureza indutiva da bobina è corrente Iv atrasada em relação à tensão ( ângulo a).
- 46. Proteção em sistemaseletroenergéticos 45 I Bobina de corrente Bobina de tensão Iv V I V q a t IV ü q aumenta movendo I no sentido anti-horário è T aumenta Tmáx Þ t= q ü q diminui movendo I no sentido horário è T diminui Tmin Þ I coincide com Iv Æ A característica real de funcionamento de um relé de duas grandezas: I V q t Imínimo Conj. positivo Conj. negativo )cos( tq -= KVIT 90o IV a
- 47. Proteção em sistemaseletroenergéticos 46 A linha divisória entre os conjugados negativo e positivo está deslocada da origem indicando a mínima corrente necessária para atuar o relé no ângulo de máximo torque. 14.7.1 Relés direcionais de potência Æ Respondem a certa direção do fluxo de corrente sob condições aproximadamente equilibradas. Æ t = 0, Iv 90o em atraso com relação a V Bobina de tensãoBobina de corrente I V C+C- Iv Imínimo qcosVIP = Se alterar t para 0º: Æ Torque positivo Þ I a ± 90o em relação a V. Æ Torque negativo Þ I entre 90o e 270º . Æ Respondem ao fluxo de potência normal Þ conj. máx. quando fp unitário percorre o circuito.
- 48. Proteção em sistemaseletroenergéticos 47 Æ Têm usualmente características temporizadas para impedir sua operação durante as momentâneas reversões de energia. 14.7.2 Relés direcionais para proteção contra C. C. Æ Curtos-circuitos envolvem correntes atrasadas com relação ao fp unitário Þ relé deve desenvolver conjugado máximo para tais condições ü Algumas conexões mais usuais (com fp=1): Ia Ia Iaa a a c c cb b b90o 60o 30o Vbc Vac Vbc + Vac Æ Alimentação de relé direcional de curto-circuito: relação de fase para fp = 1
- 49. Proteção em sistemaseletroenergéticos 48 Æ Exemplo: conexão 90o , ângulo de atraso de 45º . a b c Ia Vbc Ia Vbc Cmáx C+ C- Obs.: Estes tipos de relés são geralmente usados para suplementar outros tipos de relés (sobrecorrente, distância) que irão decidir se se trata de um curto- circuito de fato. Não são temporizados nem ajustáveis, mas operam sob baixos valores de corrente e têm boa sensibilidade.
- 50. Proteção em sistemaseletroenergéticos 49 XV Relés diferenciais, de freqüência, de tempo e auxiliares 15.1 Relés diferenciais Æ Opera quando o vetor da diferença de duas ou mais grandezas elétricas excede uma quantidade pré- estabelecida. Æ 2 tipos: - diferenciais amperimétricos - diferenciais à porcentagem (percentual) 15.1.1 Relé diferencial amperimétrico Relé de sobrecorrente instantâneo conectado diferencialmente, cuja zona de proteção é limitada pelos TCs. Erros sistemáticos neste tipo de proteção: § casamento imperfeito dos TCs; § componente contínua da corrente de c.c.; § erro próprio dos TCs; § corrente de magnetização de transformadores
- 51. Proteção em sistemaseletroenergéticos 50 Elemento protegido Bobina de operação I1 – I2 If I1 I2 Æ Elemento protegido: ü trecho de circuito de transmissão ü enrolamento de um gerador ou motor ü seção de barramento ü transformador: - diferença de fase deve ser compensada - corrente de magnetização inicial Sentido das correntes: Defeito interno Defeito externo
- 52. Proteção em sistemaseletroenergéticos 51 * No caso de transformadores conectados em ligações Y-D poderá existir diferença de fase entre as correntes primárias e secundárias. Tal fenômeno pode ser compensado pela conexão inversa dos TCs ou pela utilização de TCs auxiliares. 15.1.2 Relé diferencial percentual Æ Versão modificada do relé de balanço de correntes Elemento protegido Bobina de operaçãoI1 – I2 I1 I2 Bobinas de retenção ou restrição
- 53. Proteção em sistemaseletroenergéticos 52 Bobina de operação I1 – I2 I1 I2 Bobina de retenção I1 K3N1N2 I2 I1 Elemento protegido ü Corrente efetiva na bobina de retenção: (I1+I2)/2 ü Corrente na bobina de operação: (I1-I2) ü Para uma falta externa: (ou sob corrente de carga normal) I1 = I2 Retenção: (I1 + I1)/2 = I1 Operação: I1 – I1 = 0 plena retenção ü Para uma falta interna: I2 torna-se negativo Retenção: (I1 – I2)/2 è a retenção será enfraquecida Operação: I1 + I2 è operação fortalecida relé ativado
- 54. Proteção em sistemaseletroenergéticos 53 Se I2 = 0 Retenção: I1/2 Operação: I1 o torque de operação será o dobro do torque de retenção Para o referido relé podemos escrever a equação universal dos relés: ( ) 3 2 21 2 2 211 2 k II KIIKC -÷ ø ö ç è æ + --= ü Fazendo-se K3 = 0, no limiar da operação (C = 0), temos: 1 221 21 2 K KII II ÷ ø ö ç è æ + =- (equação de uma reta na forma y = ax)
- 55. Proteção em sistemaseletroenergéticos 54 ü Voltando a equação universal dos relés sem desprezar a força da mola (C = 0): ( ) 3 2 21 2 2 211 2 k II kIIk +÷ ø ö ç è æ + =- ( ) 12 3 2 21 1 22 21 k kII k k II +÷ ø ö ç è æ + =- Se 1 3 21 21 0 2 k k II II =-Þ®÷ ø ö ç è æ + mostrando o efeito da mola apenas para baixas correntes. 1 21 k k tg- (I1 + I2)/2 I1 – I2 +C 1 3 k k -C a OPERA NÃO OPERA
- 56. Proteção em sistemaseletroenergéticos 55 ü Ajustes: a) valor inicial: ÷ ø ö ç è æ 1 3 k k Compensa o efeito da mola, atritos, etc. b) declividade: ÷ ø ö ç è æ - 1 21 k ktg Na prática, é da ordem de 5-20% para geradores e de 10-40% para transformadores Æ Qual o relé mais sensível: Amperimétrico ou percentual Æ Exemplo: F If 10 A 50 A40 A 1000/51000/5 (TC com erro) I1 I2 Elemento protegido
- 57. Proteção em sistemaseletroenergéticos 56 ü Corrente de falta: 10000 A ü TC introduz um erro de 20% Æ Relé amperimétrico: para evitar a operação para uma falta externa è sensibilidade mínima ³ 10 A. Æ Relé percentual: Operação: 10 A Retenção: (40+50)/2= 45 A. ü Considerando a curva característica do relé (declividade de 25%): I1 – I2 (operação) Ponto para uma falta externa de 10000 A, 20% de erro em um dos TC’s (I1 + I2)/2 +C -C 20 40 10 2 8 6 4 10 30 25%
- 58. Proteção em sistemaseletroenergéticos 57 15.2 Relés de freqüência Æ Quedas de freqüência não podem ser toleradas Æ Rejeição de carga feita em degraus sucessivos, permitindo a recuperação da frequência nominal do sistema Æ Para uma freqüência menor que a nominal, a corrente ISF é preponderante em relação à ICF , defasando IEF de um ângulo menor que 90 graus em relação à ISF e vice- versa. C IS R V IE = IS+ICindutor fixo quadro móvel IC indutor variável f F circuito oscilante paralelo Indutor variável permite ajustar convenientemente o circuito oscilante, tal que o quadro móvel tenha conjugado nulo quando IS e IE são defasadas de 90 graus.
- 59. Proteção em sistemaseletroenergéticos 58 V IEf ISf ISN ISF IEN IEF ICF ICN ICf ê f à ê xLé xc à é IL ê IC é f à é xLê xc à ê IL é IC ( )ESES IIIIC ,cos= ü Conjugado na freqüência de regulagem N (60 Hz): °= 90cosENSN IIC ü F < N Þ a bobina se deslocará num dado sentido (ângulo menor que 90o ) ü F > N Þ a bobina se deslocará no sentido contrário (ângulo maior que 90o ) 15.3 Relés de tempo, auxiliares ou intermediários Æ Relés de tempo § Função: definir a ação de outros relés § Valor de retardo regulável
- 60. Proteção em sistemaseletroenergéticos 59 § Disponíveis em corrente alternada ou contínua § Ampla temporização: Ø Até 20s em relés de corrente contínua Ø De 25 a 90s para mecanismos tipo relojoaria Ø > 90s para motores com engrenagens § Relé de tempo com circuito RC Ø Fechamento do contato de comando: alimenta o relé e carrega o capacitor Ø Abertura do contato de comando: capacitor descarrega sobre a bobina do relé, retardando o retorno à posição de repouso Ø Resistência R: regula a temporização e evita descarga oscilante do capacitor R C Contato de comando Contatos do relé MolaBobina do relé + _
- 61. Proteção em sistemaseletroenergéticos 60 Æ Relés auxiliares ou intermediários § Repetidores: destinados principalmente à multiplicação do nº de contatos do relé principal § Contatores: para manobrar um ou mais contatos de grande poder de corte ou fechamento § São essencialmente instantâneos, robustos, do tipo corrente ou tensão, com contatos normalmente abertos e/ou fechados
- 62. Proteção em sistemaseletroenergéticos 61 XVI Relés de distância 16.1 Introdução Æ Estes relés geralmente usam estruturas de alta velocidade e temporizadores. Æ Recebe este nome porque mede a distância (impedância) entre o local do relé e o ponto de falta. Torque positivo Þ níveis de impedância abaixo de um valor específico. Æ Na prática de aplicação desses relés, alguns erros de medida, quedas de tensão outras que a dos condutores, além da impedância Z considerada, podem provocar a imperfeita correspondência do que foi exposto. 16.2 Causas pertubadoras na medição Æ Ruído presente nas ondas. Æ Insuficiência ou inexistência de transposição dos condutores na L. T. (5 a 10% de erro esperado).
- 63. Proteção em sistemaseletroenergéticos 62 Æ Variação da impedância ao longo das linhas em paralelo (não homogeneidade do solo). Æ Erros nos redutores de medida de corrente e tensão em conseqüência da saturação dos núcleos sob os grandes valores das correntes de defeito (erro de 3% ou superior). Æ Erros originados pelas variações de temperatura ambiente. Æ A própria construção do relé. Algumas compensações são propostas para que possa atuar de forma confiável. 16.3 Diagrama R-X Æ Será usado para mostrar as características de funcionamento dos relés de distância.
- 64. Proteção em sistemaseletroenergéticos 63 ~ F A B R ZF Zl P Q Æ Diagrama R–X (segundo a figura anterior): Zl ZF P Q R Q P X Q P Q P Para curto-circuito: VF e IF – medidas do relé qF – ângulo entre V e I FFFF F F jXRZ I V +== q
- 65. Proteção em sistemaseletroenergéticos 64 ü A impedância de carga pode cair em qualquer dos 4 quadrantes (depende de P e Q). ü Relés a distância: podem distinguir entre um local de falta e outro (independente do módulo da corrente). ü O diagrama R-X pode ser construído com ohms primários ou secundários (sem ou com uso de TP’s e TC’s). 16.4 Relé de impedância ou ohm Æ Por definição, é um relé de sobrecorrente com restrição por tensão: K3 V I
- 66. Proteção em sistemaseletroenergéticos 65 Æ Equação de conjugado: 3 2 2 2 1 kVkIkC --= Para passar de uma região de conjugado negativo (não- operação) para uma região de conjugado positivo do relé (operação) passa-se obrigatoriamente por C=0 (chamado limiar de operação). Æ Para C = 0 vem: 3 2 1 2 2 kIkVk -= ( ) 2 2 3 2 1 2 2 2 2 Ik k k k I V Ik -=Þ¸ 2 2 3 2 1 Ik k k k Z I V -== (*) Æ Desprezando o efeito da mola (k3 = 0), vem: 2 1 k k Z = = constante ü Equação do círculo com centro na origem, representado em um plano Z = R+jX.
- 67. Proteção em sistemaseletroenergéticos 66 ü Se k3=0, a equação (*) torna-se 2 1 k k Z I V == que é da forma 1 21 k k VV ZZ V I === ou também y = ax representando uma linha reta no plano I-V 1 21 k k tg- V I 1 3 k k
- 68. Proteção em sistemaseletroenergéticos 67 ü A característica no plano R-X (desprezando K3): R X Z q Região de operação Limiar da operação - O relé é ajustado para um curto valor de Z (pode ser alterado mudando-se K1 e K2); - Opera sempre que enxergar um valor menor ou igual ao ajustado; - O relé é então insensível ao ângulo q entre V e I Þ não é inerentemente direcional. ü Porém, as características do relé de impedância e direcional podem ser combinadas para se obter um relé direcional:
- 69. Proteção em sistemaseletroenergéticos 68 R X R X C- C+ + figura = anterior não dispara dispara Unidade direcionalUnidade de impedância não dispara Máx. torque ( ) 21 cos kVIKT --= tq ü Os contatos da unidade direcional estarão em série com os contatos de disparo do relé de impedância ou impedirão a atuação deste por algum meio, tal como abrir o circuito da bobina de tensão do relé de impedância. ü Ainda complementando um relé de impedância para funcionar como relé de retaguarda:
- 70. Proteção em sistemaseletroenergéticos 69 R X t1 t t2 t3 Z1 Z2 Z3 + torque - torque - R - X t1 t2 t3 t l1 l2 linha Unidade direcional ü Admitamos Z1 = 80% do comprimento; T1 = 0 Z2 = 120% do comprimento; T2 = 0,5s Z3 = 200% do comprimento; T3 = 1,0s Se a falta ocorre em: Z1è as três zonas sentem –> tempo de abertura t1 Z2è Z2 e Z3 sentem –> tempo de abertura t2 (<t3) Z3è Z3 sente –> tempo de abertura t3
- 71. Proteção em sistemaseletroenergéticos 70 16.5 Relé de reatância Æ É por definição, um relé de sobrecorrente com restrição direcional. ( ) 32 2 1 cos kVIkIkC ---= tq Æ Considerando t = 90o , temos: 32 2 1 sen kVIkIkC --= q Æ Na eminência de operação (C = 0), e desprezando o efeito da mola (k3 = 0): qsen2 2 1 VIkIk = ( )2 2 Ik¸ XZ I V k k === qq sensen 2 1 ou . 2 1 cte k k X == No plano R-X representa uma reta paralela ao eixo R.
- 72. Proteção em sistemaseletroenergéticos 71 X R -C +C R arco q t Z Z k1/k2 Não atua Atua Æ Tem restrições por ser de característica aberta. Æ Independência quanto ao valor de resistência de arco. X < k1/k2 è torque positivo X > k1/k2 è torque negativo Pode distinguir distância baseando-se apenas na componente reativa da impedância. Æ Vantagem: o relé é insensível à variação de resistência no circuito. Atuaria para um defeito mesmo que a resistência do arco fosse grande.
- 73. Proteção em sistemaseletroenergéticos 72 Æ Desvantagem: Não é direcional. Atua para qualquer carga com reatância menor que o ajustado. Por isso este relé é acoplado a um relé de admitância. Æ Relé de impedância angular § Não é geralmente usado como relé de distância, mas constitui parte importante de muitos esquemas que utilizam relés de distância, como os relés de disparo por falta de sincronismo e diversos outros. ( ) 32 2 1 cos kVIkIkC ---= tq § Similar ao relé de reatância, mas com t ¹ 90º na condição de máximo torque. R X C- C+ t = + 45º R X C- C+ t = - 45º t t § Para t = 0º Þ relé de resistência (reta paralela ao eixo X)
- 74. Proteção em sistemaseletroenergéticos 73 16.6 Relé MHO ou de admitância Æ É basicamente um relé direcional com retenção por tensão, cuja equação de conjugado é: ( ) 3 2 21 cos kVkVIkC ---= tq Æ C = 0: ( ) 31 2 2 cos kVIkVk --= tq Æ (¸ K2VI) ( ) VIk k k k Z I V 1 cos 2 3 2 1 --== tq Æ k3 = 0 ( )tq -== cos 2 1 k k Z I V ( )tq -= cos 2 1 k k Z A equação representa um círculo passando pela origem, com diâmetro k1/k2 e inclinação de t.
- 75. Proteção em sistemaseletroenergéticos 74 t ® condição de fabricação do relé. R X t dispara k1/k2 não dispara C+ è Z cai dentro C- è Z cai fora Z Z Æ Tamanho do círculo é aproximadamente independente do valor da tensão e corrente aplicados ao relé. Æ O relé desenvolve torque positivo (desligamento) quando Z cai dentro da característica e torque negativo quando Z fica fora da mesma, onde o I V Z 0Ð= Æ Instalando dois ou três relés mho, podemos garantir proteção instantânea para a seção de linha adjacente bem como proteção de retaguarda retardada para as linhas adjacentes.
- 76. Proteção em sistemaseletroenergéticos 75 Æ Vantagens com relação ao relé de impedância: § Direcionalidade inerente § Melhor acomodação de uma possível resistência de arco do que no relé de impedância. Constata-se que para proteger um mesmo trecho de linha sob dada resistência de arco, o relé abrange menor área no plano R-X. Isto é vantajoso quanto à menor sensibilidade às possíveis oscilações do sistema. Æ Relé mho de três zonas: R X Z1 Z2 Z3 Æ A zona Z1 é instantânea. Æ Z2 e Z3 são temporizados.
- 77. Proteção em sistemaseletroenergéticos 76 16.7 Relé de impedância modificado Æ Característica deslocada no plano R-X através de artifício de polarização. ü Conjugado: ( ) 3 2 2 2 1 kCIVkIkC ---= Artifício de compoundagem: faz com que o relé de impedância tenha sua característica deslocada no plano R-X, de modo a oferecer resultados semelhantes aos do relé mho no que diz respeito à acomodação de certa resistência de arco voltaico. Isso é feito polarizando-se a bobina de tensão com uma componente CI proporcional à corrente aplicada no relé. ü Para C = 0 e k3 = 0, desenvolve-se a expressão vetorial: 0 2 2 2 1 =-- CIVkIk [ ] 0cos2 222 2 2 1 =+-- ICCVIVkIk q ( )2 I¸
- 78. Proteção em sistemaseletroenergéticos 77 0cos 2 2 22 22 2 21 =ú û ù ê ë é +-- I IC I CVI I V kk q [ ] 0cos2 22 21 =+-- CCZZkk q ü E como 222 XRZ += e RZ =qcos [ ] 02 222 21 =+-+- CCRXRkk [ ] 0)( 22 21 =+-- XCRkk ( ) 2 2 122 ÷÷ ø ö çç è æ =+- k k XCR Equação de um círculo com centro deslocado C da origem e com raio igual a 2 1 k k .
- 79. Proteção em sistemaseletroenergéticos 78 X R X’ C Z Z’ Rav ü A tensão CI é gerada forçando uma corrente I por uma impedância C e somando este valor a V, ligando CI em série. ü O ângulo de fase e a magnitude de C determinam a direção e a magnitude, respectivamente, do movimento do centro do círculo. ü Outros artifícios mostram que podemos colocar a característica em qualquer ponto R-X.
- 80. Proteção em sistemaseletroenergéticos 79 XVII Relés estáticos e semi-estáticos Æ O desenvolvimento de transistores SCR com alto grau de confiabilidade conduziu a construção de relés que utilizam estes elementos. Æ Relés estáticos são extremamente rápidos e não possuem partes móveis. Æ Vantagens básicas com relação a relés eletromecânicos: § Alta velocidade de operação § Carga consideravelmente menor para transformadores de instrumentos § Menor manutenção 17.1 Relés semi-estáticos Æ Ao invés da estrutura eletromecânica pode-se usar duas estruturas retificadoras atuando sobre um sensível relé de bobina móvel.
- 81. Proteção em sistemaseletroenergéticos 80 Se chamarmos a corrente de operação de Io e a corrente de restrição de Ir (proporcional a uma tensão aplicada sobre um resistor Z), e k3 sendo uma constante semelhante à ação de uma mola, virá: 3 2 2 2 01 kIkIkC r --= Æ Escolhendo-se convenientemente o tape no enrolamento intermediário do TC pode-se obter três características diferentes:
- 82. Proteção em sistemaseletroenergéticos 81 a) Relé de impedância (Z), se K4=0 e I K U £ 3 b) Relé de condutância (G), se K4=1 e II K U £- 3 c) Relé de impedância combinada (Zc), se K4=K4 e IIK K U £- 4 3 Æ O relé de condutância fornece excelente cobertura para faltas com arco voltaico, no entanto, limita o emprego a linhas com ângulo q de até 60 graus. Æ Uma solução intermediária é a característica denominada ohm deslocado ou impedância combinada (Zc) q X R · · · Z Zc G K4K3 K3 2K3
- 83. Proteção em sistemaseletroenergéticos 82 Æ Como resultado as pontes fazem a comparação dos dois membros da equação e, quando o conjugado gerado por I for maior que o proporcionado pela restrição (U/K3 – K4 I), uma corrente de desequilíbrio percorrerá o relé de bobina móvel e o disjuntor do trecho de linha correspondente será operado. 17.2 Relés estáticos Æ Relé de sobrecorrente estático Consta basicamente de um certo número de módulos em circuitos independentes denominados: § Módulo básico ou conversor de entrada: o Faz a adaptação das correntes vindas dos TCs do circuito principal o Em geral, transforma as correntes em tensões através de um resistor § Módulo de ajuste da corrente: o Constituído por uma tensão de referência o Enquanto a corrente for inferior ao nível ajustado não há condução. Se a corrente aumenta
- 84. Proteção em sistemaseletroenergéticos 83 ultrapassando a tensão de referência, é iniciada a condução § Módulo de ajuste de tempo: o Consta, por ex., de resistores variáveis que modificam o tempo de carga dos capacitores e portanto a temporização desejada § Módulo de sinalização e comando: o No qual diversos sinais de alarme e disparo do disjuntor podem ser obtidos, após a passagem por circuitos de amplificação convenientes § Módulo de alimentação Æ Relé de distância estático § Consistem em circuitos transistorizados que desempenham funções lógicas e de temporização. § Um exemplo de função de temporização é mostrado na figura:
- 85. Proteção em sistemaseletroenergéticos 84 Funcionamento: Ø Se uma entrada de 6ms ou mais se apresenta ao relé ocorrerá uma saída. Além disso, mesmo depois de removido o sinal de entrada, o sinal de saída permanece durante 9ms. Ø Se o sinal de entrada tem duração inferior à 6ms, nenhum sinal de saída ocorrerá. Todos os tipos de característica (ohm, mho, reatância, etc.) são obtidas medindo-se o ângulo de fase entre duas tensões. No interior do relé as correntes são transformadas em tensões por meio de transactors (transformador com núcleo de ar que produz uma tensão secundária proporcional à corrente primária). 6 9 ENTRADA SAÍDA 6ms 9ms
- 86. Proteção em sistemaseletroenergéticos 85 A impedância própria do transactor (ZT) estabelece o alcance da característica. A unidade mho executa as medidas considerando primeiramente as tensões de entrada senoidais em baixo nível, tal que as formas de onda se assemelhem a ondas quadradas. Suas partes positiva e negativa são separadas e aplicadas a diferentes blocos de funções “E”. Há duas outras características que pode m ser obtidas a partir da unidade mho, simplesmente variando-se o ajuste de picape ou de atuação dos temporizadores; são as características denominadas na literatura de: Ø Lente; Ø Tomate.
- 87. Proteção em sistemaseletroenergéticos 86 Transformadores de Corrente - TCs Æ Conectam relés e/ou aparelhos de medidas ao sistema de potência Æ Basicamente constituídos de um núcleo de ferro, enrolamento primário (geralmente o próprio condutor primário do sistema) e enrolamento secundário Æ Adaptam a grandeza a ser medida às faixas de utilização da aparelhagem correspondente Æ Problema: saturação resultante das componentes DC e AC da corrente de defeito ® requerem maior cuidado que os TPs Primário Secundário
- 88. Proteção em sistemaseletroenergéticos 87 Æ Caracterização de um TC (ABNT) § Corrente e relação nominais § Classe de tensão de isolamento nominal § Freqüência nominal § Classe de exatidão nominal § Carga nominal § Fator de sobrecorrente nominal § Limites de corrente de curta duração para efeitos térmico e dinâmico Æ Corrente e relação nominais § Corrente nominal secundária = 5A (norma) § Correntes nominais primárias = 5, 10, 15, 20, 25, 30, 40, 50, 60, 75, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 400, 500, 600, 800, 1000, 1200, 1500, 2000, 3000, 4000, 5000, 6000 e 8000 A Æ Classe de tensão de isolamento nominal § Definida pela tensão do circuito ao qual o TC será conectado (tensão máxima de serviço) Æ Freqüência nominal § 50 e/ou 60 Hz
- 89. Proteção em sistemaseletroenergéticos 88 Æ Classe de exatidão § Erro máximo de transformação esperado, respeitando-se a carga permitida § TCs de proteção devem retratar com fidelidade as correntes de defeito sem sofrer os efeitos da saturação § Erro de ângulo de fase: geralmente desprezado § Circuito equivalente: Onde: I1 = valor eficaz da corrente primária (A); I’1 = corrente primária referida ao secundário; K = N2/N1 = relação de espiras secundárias para primárias; Z1 = impedância do enrolamento primário; Z’1 = idem, referida ao secundário; I1 I’1 = I1/K Z’1 = K2 .Z1 I’O Z’m Z2 I2 ZCE2 Vt
- 90. Proteção em sistemaseletroenergéticos 89 I’0 = I0/K = corrente de excitação referida ao secundário; Z’m = impedância de magnetização referida ao secundário; E2 = tensão de excitação secundária (V); Z2 = impedância do enrolamento secundário (W); I2 = corrente secundária (A); Vt = tensão nos terminais do secundário (V); Zc = impedância da carga (W). § Curva de magnetização Ø Obtida experimentalmente pelo fabricante Ø Relaciona E2 e I’O Ø Permite determinar a tensão secundária a partir da qual o TC começa a saturar (PJ) ES I’O EPJ IPJ 10% EPJ 50% IPJ Corrente de excitação secundária Tensãodeexcitação secundária
- 91. Proteção em sistemaseletroenergéticos 90 Ø Ponto de Joelho (PJ) é definido como aquele em que, para se ter aumento de 10% em E2, precisa-se aumentar 50% em I’O . Ø Classificação - ABNT Baseada na máxima tensão eficaz que pode manter em seus terminais secundários sem exceder o erro I’O/I2 especificado de 10 ou 2,5%. Ex.: Seja um TC: B 2,5 F10 C100 - Baixa impedância secundária - Erro máx. de 2,5% - Fator de sobrecorrente 10 In - Capaz de alimentar a carga de 100VA Portanto deve-se especificar a tensão secundária máxima (E2 = ES) a partir da qual o TC passa a sofrer os efeitos da saturação, deixando de apresentar a precisão da sua classe de exatidão. Æ Carga nominal § Zt = R + jX , Zt = ZC + Z2 + ZL § Catálogo ® Z2 e ZC § Deve-se adicionar a impedância dos cabos ZL
- 92. Proteção em sistemaseletroenergéticos 91 Æ Fator de sobrecorrente nominal § Expressa a relação entre a máxima corrente com a qual o TC mantém sua classe de exatidão e a corrente nominal § ABNT: 5, 10, 15 ou 20 In Æ Limite de corrente de curta duração para efeito térmico § Valor eficaz da corrente primária que o TC pode suportar por tempo determinado, com o enrolamento secundário curto-circuitado, sem exceder os limites de temperatura especificados para sua classe de isolamento. § Geralmente é maior ou igual à corrente de interrupção máxima do disjuntor associado. Æ Limite de corrente de curta duração para efeito mecânico § Maior valor eficaz de corrente primária que o TC deve suportar durante determinado tempo, com o enrolamento secundário curto-circuitado, sem se danificar mecanicamente, devido às forças eletromagnéticas resultantes.
- 93. Proteção em sistemaseletroenergéticos 92 Æ Seleção de TCs pela curva de magnetização § Curva ES X I’O fornecida pelo fabricante § Método: construir curva mostrando a relação entre as correntes primária e secundária para um tap e condições de carga especificada. § Procedimento: a) Assumir um valor qualquer para IL (ou I2) b) Calcular VS de acordo com a equação VS = IL (ZC+Z2+ZL) c) Localizar o valor de VS na curva para o tap selecionado e encontrar o valor correspondente da corrente de magnetização Ie ou I’O d) Calcular IH = I1 = (IL + Ie)n referida ao lado primário e) Obtido um ponto da curva IL X IH , repetir o processo para obter outros valores de IL e IH f) Depois de construída, a curva deverá ser checada para confirmar se a máxima corrente primária de falta está fora da região de saturação do TC. Se não, repete-se o processo mudando o tap do TC até que a corrente de falta esteja contida na zona linear da característica.
- 94. Proteção em sistemaseletroenergéticos 93 Æ Precauções quando trabalhando com TCs § Secundário aberto ® sobretensões elevadas o Alta tensão desenvolvida pela corrente primária através da impedância de magnetização § Circuitos secundários devem sempre ser fechados ou curto-circuitados Transformadores de Potencial – TPs Æ Enrolamento primário conectado em derivação com o circuito elétrico Æ Enrolamento secundário destinado a reproduzir a tensão primária em níveis adequados ao uso em instrumentos de medição, controle ou proteção Æ Posição fasorial substancialmente preservada Æ Caracterização de um TP § Tensão primária nominal e relação nominal o ABNT: classes de isolamento de 0,6 a 440kV o Tensões primárias nominais de 115V a 460kV o Tensões secundárias de 115 ou 120V o Seleciona-se a relação normalizada para uma tensão primária igual ou superior a de serviço
- 95. Proteção em sistemaseletroenergéticos 94 § Classe de tensão de isolamento nominal o Depende da máxima tensão de linha do circuito § Freqüência nominal o 50 ou 60Hz § Carga nominal o Potência aparente (VA) indicada na placa e com a qual o TP não ultrapassa os limites de precisão de sua classe o ABNT: cargas de 12.5, 25, 50, 100, 200 e 400VA § Potência térmica nominal o Máxima potência que o TP pode fornecer em regime permanente, sob tensão e freqüência nominais, sem exceder os limites de elevação de temperatura especificados o Não deve ser inferior a 1,33 vezes a carga mais alta do TP Æ TPs capacitivos § Tamanho do TP ® proporcional à tensão nominal § TP capacitivo ® solução econômica § Menor precisão que o TP de núcleo de ferro § Divisor de tensão capacitivo § Impedância XL variável
- 96. Proteção em sistemaseletroenergéticos 95 o Minimiza a queda de tensão do circuito auxiliar o Faz com que a tensão na carga esteja em fase com a tensão do sistema ZB VP C1 C2 VC2 VS VB XL T
- 97. The Universal Relay TheEngine for Substation Automation Marzio P. Pozzuoli GE Power Management Entire contents copyright © 1998 by General Electric Power Management. All rights reserved.
- 98. Marzio P. Pozzuoli GEPower Management Markham, Ontario, Canada U tilities and manufacturers have been speculating on the feasibility of a Universal Relay™ for a num- ber of years. The ultimate goal for a Universal Relay, from both a technology and economic standpoint, is a unified, modular substation solution that can be net- worked and seamlessly integrated with existing hardware and/or software regardless of the vendor or communica- tions network. A key driving force behind the need for the Universal Relay is implementation cost. By having a platform that is open enough to keep pace with today’s technology and maintains the modularity and flexibility to allow for future upgrades, utilities can not only preserve their intitial tech- nology investment, they can substantially reduce long-term implementation costs in the substation environment. No more stranded relay investments. Although listing the attributes of a Universal Relay in theoretical terms is a relatively easy task, for developers the challenge has been in defining the necessary logistical requirements for the ideal Universal Relay. What building blocks are needed to make it as open as possible given today’s advancements in technology? How do you design a relay with the flexibility to cover every foreseeable protec- tion application - today and in the future? As daunting a proposal as this may seem, one need only look at the evolution of PC technology to see how this can be achieved. In just a few short years, the PC has become the general purpose or ‘universal’ tool and indis- pensable engine of the information age. It is worthwhile to note the key concepts which have made the PC a general purpose tool - i.e. a common hard- ware and software platform, a scalable, modular and upgradable architecture, and a common human-machine- interface (HMI) - are also the key requirements for a uni- versal relay. However, until recently, an essential element that has been missing from the Universal Relay equation is the development of a communication standard within the utili- ty industry. PC technology overcame that hurdle a number of years ago to the point where PCs are so open, they can function in virtually any environment, communicate with any other device on a network, and run almost any soft- ware application without the need for customized inter- faces or configurations. The utility industry has now followed suit with the development of an international standard that is bringing the Universal Relay to the forefront as the utility’s general purpose tool and indispensable engine of the substation environment. *Universal Relay is a trademark of GE Power Management Open Communications Protocols In today’s open systems the ability to share data seam- lessly through company-wide networks is the key to increas- ing efficiency and reducing costs as well as enhancing open connectivity between a company’s related functional areas. This is especially true in the utility industry, where organizations have been grappling with a range of propri- etary hardware and software products that can be neither integrated nor upgraded at a reasonable cost and/or effort. Special communications interfaces or gateways must be used to connect any new equipment to an existing data network if a utility wants to expand beyond its proprietary equipment. The effort to achieve a common protocol that provides high-speed peer-to-peer communications as well as device interoperability for substation automation is being driven in North America by a select group of international utili- ties as well as the manufacturers. This is being done through EPRI (Electric Power Research Institute) in con- junction with the relevant standards-related groups in the IEEE and IEC committees. With the progress being made by EPRI in establishing open-systems communication protocols, hardware and soft- ware from different vendors can be linked and progressive- ly integrated over time, thereby providing a means to cost- effectively upgrade as needs and technology develops. The proposed solution for the substation is implement- ed based on existing standards. These standards include the Manufacturing Message Specification (MMS) and Ethernet as the data link and the physical layer. The intent is that the substation communication will be UCA (Utility Communications Architecture)-compliant in order to elim- inate gateways, and allow maximum interconnectivity among devices at minimum cost. The development and increasing application of the proposed solution has the potential for saving millions of dollars in development costs for utilities and manufactur- ers by eliminating the need for protocol converters (both hardware and software) when integrating devices from dif- ferent manufacturers. Also because of the high-speed peer- to-peer communications LAN (local area network) a great deal of inter-device control wiring can be eliminated by performing inter-device control signaling over the LAN. UCA Version 2 EPRI’s UCA™ Version 1 protocol was introduced in 1991 and represented the first comprehensive suite of open communication protocols to meet the specific needs of the electric utility industry. In 1997, the new UCA Version 2 standard substantially expands the versatility of UCA by including internet compatibility and specifying a common interface standard for electric, gas and water utili- ty systems. UCA2, in being able to provide an interface to differ- ent vendors’ products, ensures that equipment from multi- The Universal Relay - The Engine for Substation Automation
- 99. ple sources caninterface. In addition, it can support exist- ing and future network protocols. EPRI’s work to date in this area has established that an open communication protocol allows utilities to improve operating and business decisions based on real-time avail- ability of data, combine different local and wide area media with minimal modification costs, reduce system implementation time and cost through using standardized utility devices and eliminate redundant storage, since infor- mation can be accessed wherever it resides. With communication protocols well on their way to becoming standardized, a major stumbling block to the Universal Relay has been removed. It is now time for it to move from the drawing board into the hands of the utilities. The evolution of the relay When GE Power Management embarked on an ambi- tious design program to develop a “next generation” family of protection relays, it relied on the same concepts and technologies that have driven the desktop personal com- puter (PC) market to such phenomenal heights in terms of performance and cost effectiveness to make it a general purpose or “universal” tool and the engine of the informa- tion age. The aim of the program was to provide utilities with a common tool for protection, metering, monitoring and control across an entire power system, one that would serve as the universal engine for substation automation. In order to understand where the technology stands today, perhaps it’s best to look at the evolution and func- tionality of protective relays over the years. IEEE defines a protective relay as “ a relay whose func- tion is to detect defective lines or apparatus or other power system conditions of an abnormal or dangerous nature and to initiate appropriate control circuit action” (IEEE 100- 1984). This definition could best be classified as general rather than ‘universal’ in nature. Traditionally, manufacturers of protective relay devices have produced different designs that are specific to the protection of generation, transmission, distribution and industrial equipment. This approach has its roots from the days of electromechanical and solid-state relay designs, where the widely varying complexities associated with each type of protection had to be implemented in proprietary hardware configurations. For example, there was a signifi- cant difference in cost and complexity between an overcur- rent relay used for feeder protection and a distance relay used for protection of EHV (extreme high voltage) lines. This leads us to an essential requirement of a Universal Relay. A Universal Relay must at minimum, be capable of providing protection for all the sectors of the power system - from simple overcurrent protection for feeders to high- speed distance protection for EHV lines. More importantly, it must offer a cost-effective solution for both. Development milestones One key contributor to the feasibility of the universal relay design has been the advancements made in digital technology and the evolution of microprocessors, as well as the proliferation of numerical/digital relays within the industry. One only need look at the PC industry to see that the power and performance of microprocessors have increased dramatically while prices have decreased. In fact, the tech- nology is now at the point where the performance require- ments of a distance relay and the cost/performance requirements of a feeder relay can be met by the same microprocessor and digital technology. The proliferation of numerical relays, also has allowed manufacturers to develop and perfect software for protec- tive relaying devices across a power system. By leveraging the advancements of microprocessor and digital technology, and combining those with the array of existing and proven software developments, the ‘universal relay’ becomes the logical outcome. Just as the PC is a general-purpose tool that can per- form numerous tasks by running different application pro- grams on the same platform, so can a numerical relay built on a common platform become a general purpose or ‘uni- versal’ protection device by running different protection software for the apparatus being protected. As a general purpose tool, there are a number of essential functional blocks that must be incorporated into the design of a Universal Relay. Universal Relay building blocks Most modern numerical, microprocessor based relays are comprised of a core set of functional blocks: A. Algorithmic and control logic processing, usually per- formed by the main ‘protection’ microprocessor and often referred to as the CPU (central processing unit). Most numerical relays have multiple processors for different functions. B. Power system current and voltage acquisition, usually performed by a dedicated digital signal processor (DSP) in conjunction with an analog-to-digital data acquisition system and interposing current and voltage transformers. C. Digital inputs and outputs for control interfaces, usually required to handle a variety of current and voltage ratings as well as actuation speed, actuation thresholds and differ- ent output types (e.g. Form-A, Form-C, Solid-State). D. Analog inputs and outputs for interfacing to transducer and SCADA (Supervisory Control & Data Acquisition) systems, usually required to sense or output dcmA currents. E. Communications to station computers or SCADA systems, usually requiring a variety of physical interfaces (e.g. RS485, Fiber Optical, etc.) as well as a variety of protocols (e.g. Modbus, DNP, IEC-870-5, UCA 2.0, etc.) F. Local Human Machine Interface (HMI) for local opera- tor control and device status annunciation. G. Power supply circuitry for control power, usually required to support a wide range of AC and DC voltage inputs (e.g. 24-300 VDC, 20-265 VAC).
- 100. The design ofa universal relay requires an architecture that can accommodate all of the above functional blocks in a modular manner and allow for scalability, flexibility, and upgradability in a cost effective manner for all applications. The biggest challenge for relay designers is the ‘cost effective manner’. The risk they have faced in the past is creating an architecture with all of the above attributes where the base cost of the platform is too high for the more cost sensitive applications such as feeder protection. Today, this has been resolved as a result of cost reduc- tions inherent in the production of a common platform for all applications. Like the PC industry, common compo- nents such as power supplies, network cards and disk dri- ves continue to drop in price, while delivering ever-increas- ing performance levels. While protective relay production is nowhere near the volume of PCs, a next generation relay platform based on a modular architecture which can accommodate all applica- tions will yield significant development and manufacturing cost reductions. The Universal Relay Architecture In defining what a Universal Relay needs to do, it is important to understand the architectural elements that perform the above mentioned functions. Modularity On the hardware side, modularity is achieved through a plug-in card sys- tem similar to that found in program- mable logic con- trollers (PLCs) as well as PCs. A key element in the successful perfor- mance of such a system is the high- speed parallel bus which provides the modules with a common power connection and high-speed data interface to the master processor (CPU) as well as to each other. Figure 1 shows such a system with all the core func- tional blocks implemented as modules. Figure 2 rep- resents a physical realization of the modular architec- ture used in the design of GE Power Management’s Universal Relay - a 19-inch rack-mount platform, 4 rack units in height, capable of accepting up to 16 plug-in mod- ules. Modules plug into a high-speed data bus capable of data transfer rates as high has 80 Mbytes/sec. The high-speed bus should be completely asynchronous, thus allowing modules to transfer data at rates appro- priate to their function. This is crucial in order to maintain a simple, low-cost interface for all modules. The bus should be capable of supporting both paral- lel and serial high-speed communications simultane- ously (up to 10Mbps serial) which allows those mod- ules which must transfer data as quickly as possible to use the high-speed parallel bus (80 Mbytes/sec), while others can use the serial bus to avoid communi- cation bottlenecks. One of the key technical requirements of such a system for protective relaying applications is that the modules must be capable of being completely drawn out or inserted without disturbing field wiring which is terminated at the rear of the unit (see Figure 3). Modularity can also be applied at the sub-mod- High-Speed Data Bus P C D D A C O P S I N O W U P G A M E I I M R O O S LED modules Display module Keypad moduleMODULAR HMI POWER = Power Supply Mode CPU = Main Microprocessor Module DSP = Digital Signal Processor & Magnetics DIGIO = Digital Input/Output Module ANAIO = Analog I/O Module COMMS = Communications Module Figure 1 - System configuration showing a high-speed data bus and modules with a common power connection and high- speed data interface to the zcpu. Figure 2 - A working example of the modular architecture found in a Universal Relay. Figure 3- Plug-in modules can be removed or inserted without dis- turbing wiring.
- 101. ule level (Figure4). Configurable input/output (I/O) combinations can accept plug-in sub-modules, which means that each sub-module can be configured for virtual- ly any type of I/O interface desired, to meet both present and future demands. This gives the relay a ‘universal’ inter- face capability. Scalability and flexibility A modular architecture of this type allows for both scalability and flexibility. In particular, scalability is found in the ability to configure the relay from minimum to max- imum I/O capability according to the particular require- ments. The flexibility lies in the ability to add modules con- figured with the desired sub-module I/O. This allows for maximum flexibility when interfacing to the variety of con- trol and protection applications in the power system (Figure 5). Upgradability and Enhancements Another obvious benefit of this architecture is the abil- ity of users to upgrade or enhance their relay simply by replacing or adding modules. For example: * Upgrading from a twisted pair copper wire communi- cations interface to high-speed fiber optics communi- cations. * Enhancing a transformer protection application by adding an Analog I/O (ANIO) module with the sub-modules to detect geomagnetic induced currents, sense and adapt to tap-position, perform on-load tap- changer control, or detect partial discharge activity. * Upgrading the CPU module for more powerful microprocessor technology allowing for more sophisti- cated and protection algorithms (e.g. “Fuzzy Logic”, “Neural Networks”, “Adaptive”). * Enhancing the metering capability of the relay by adding a second DSP module with current and voltage transformer sub-modules capable of revenue class metering accuracy. * Enhancing the control capabilities by adding a Digital I/O (DIGIO) module with customized labeling to cus- tomize the reporting of events. * Enhancing the HMI capabilities by adding an LED module with customized labeling to customize event reporting. Modular Software Scalability and flexibility issues are not exclusive to hardware. Software must be able to support the same features. In fact, the software has its own form of modularity based on functionality. These include: * Protection elements * Programmable logic and I/O control * Metering * Data and Event capture/storage * Digital signal processing * HMI control * Communications The key advancement in software engineering that has come to dominate the software industry is Object Oriented Programming and Design (OOP/OOD). This involves the use of ‘objects’ and ‘classes’. By using this concept one can create a protection class and objects of the class such as Time Overcurrent (TOC), Instantaneous Overcurrent (IOC), Current Differential, Under Voltage, Over Voltage, Under Frequency, Distance Mho, Distance Quadrilateral, etc. These represent software modules that are completely self-contained or ‘encapsulated’ (Figures 6a and 6b). The same can be done for metering, programmable logic and I/O control functions, HMI and communica- tions or, for that matter, any functional entity in the system. Therefore, the software architecture is able to offer Figure 5 - An example showing minimum and maximum module I/O capability. Figure 4 - Configurability at a sub-module level.
- 102. scalability and flexibility: scal- abilityin that the number of objects in an application are scalable (e.g. multiple IOC elements); flex- ibility in that objects can be combined to create custom combinations to suit the application (e.g. TOC, IOC, Distance Underfrequency and Directional IOC). In combining these attributes - modularity, scalability, flexibility, upgradability and modular software - the capabil- ity is there to run a wide variety of applications on a com- mon platform. Figure 7 shows the concept of a common platform Universal Relay capable of running multiple applications. The benefits Overall, the ability to standard- ize on one hard- ware configura- tion that can address the major- ity of specific applications is a major potential benefit to users. As a common plat- form, the Universal Relay can be used to run any variety of the appropriate application soft- ware. Standardizing on a common platform also potentially reduces engineering and commis- sioning costs through simplified wiring diagrams, reduced drafting expenses, simplified commissioning and test pro- cedures, as well as reduced learning time when applying the device to different applications. The key element which results from a common plat- form approach in simple terms is that of a ‘common look and feel’ across the entire family of applications - the ideal scenario for substation automation. The Universal Relay’s role in substation automation As mentioned earlier, utilities worldwide have been clamoring for a standard that will allow different devices from different manufacturers to communicate with a com- mon protocol and to interoperate. Now that the standard issue is being resolved, one can look to add value by net- working protective relaying devices. This is achieved by leveraging their ability to communicate among themselves (i.e. peer-to-peer) and to the station interface. Since the Universal Relay offers a modular hardware and software architecture that is scalable, flexible, and upgradable, as well as advanced peer-to-peer communica- tions, it can accommodate the requirements of any substa- tion automation proposal. In addition, the configurable object oriented software can handle both new and legacy communications proto- cols, which means a Univeral Relay can coexist in today’s environments, as well as handle any future migration to Ethernet or other future technology without incurring the significant investments normally associated with system conversions or upgrades. As performance and functional requirements evolve to take advantage of the new possibilities brought about by high-speed peer-to-peer communications the Universal Relay can just as easily evolve to remain in-step with users’ requirements and budgets. Fiber Optic Hub #1 Fiber Optic Hub #2 DISTANCE RELAY LINE DIFFERENTIAL TRANSFORMER FEEDER CONTROLLER ROUTER HUB BRIDGE OTHER VENDORS IEDs WAN ENTERPRISE NETWORK Figure 8 - Schematic of entire Universal Relay setup, from workstation to relays. Protection Metering Control HMI Comms DSP CLASSES Application Software Common Core Software • TOC • IOC • Distance • Differential • Frequency • Volts/Hz • etc. Protection ClassObjects Figures 6a and 6b - The OOP/OOD concept uses objects and classes to create self-con- tained software modules. Figure 7 - The elements of the Universal Relay platform SUBSTATION AUTOMATION USING EPRI MMS/ETHERNET & GEPM IEDS
- 103. 1 PROTEÇÃO RÁPIDA DELINHAS DE TRANSMISSÃO COM O USO DE EQUAÇÕES DIFERENCIAIS RENATA ARARIPE DE MACÊDO 1 DENIS VINICIUS COURY 2 Departamento de Engenharia Elétrica Escola de Engenharia de São Carlos - ESSC-USP CP 359 - CEP 13560-970 FONE: (016) 273-9363 FAX (016)273-9372 São Carlos - SP rmacedo@sel.eesc.sc.usp.br1 coury@sel.eesc.sc.usp.br2 RESUMO – Este trabalho apresenta uma implementação de proteção rápida para linhas de transmissão de alta tensão. O algoritmo proposto calcula a distância em que a falta ocorreu na linha através da equação diferencial da mesma. A determinação numérica da distância da falta é feita pelo cálculo dos parâmetros de linha, ou seja, a sua resistência e indutância. Para este esquema, as tensões e correntes trifásicas foram empregadas como entradas. O software “Alternative Transients Program” - (ATP) é usado para gerar os dados referentes a uma linha de transmissão (440 kV) em condições de falta. O objetivo dos testes foi demonstrar que o algoritmo converge em menos de dois ciclos e que pode analisar corretamente várias situações de faltas sobre a linha de transmissão protegida. Os resultados utilizando-se da técnica proposta demonstram que o método apresenta bastante precisão e rapidez no cálculo da distância da falta para efeitos de proteção. ABSTRACT - This work presents a proposal for fast protection of high voltage transmission lines. The proposed algorithm calculates the distance that the fault occurred in the line through its differential equation. The numerical determination of the fault distance is made through the calculation of the line parameters: its resistance and inductance. For this scheme, the three-phase voltage and current signals were used as inputs. The software Alternative Transients Program - (ATP) was used to generate the data related to the transmission line (440 kV) in faulted condition. The objective of the tests was to prove that the algorithm converged in less than two cycles, analyzing several situations of faults correctly on the protected line. Results using the technique demonstrate that the method presents high precision in the calculation of the fault distance for protection purposes. Key Words - System Protection, Digital Protection, Differential Equation. 1 Introdução A função do sistema de proteção é detectar faltas ou condições anormais no sistema elétrico de potência, e removê-las o mais rápido possível. Este sistema deve retirar de operação apenas o elemento sob falta, visando a continuidade do fornecimento de energia elétrica. A interrupção no fornecimento de energia elétrica deve então ser minimizada ou, se possível, evitada. Dentre as características mais desejáveis de um sistema de proteção destacam-se: rapidez, seletividade, sensibilidade e confiabilidade. O relé é o dispositivo lógico do sistema de proteção. Este detecta as condições anormais, e inicia sua operação para a abertura ou não dos disjuntores adequados, a ele associados. O relé deve ser capaz de estabelecer uma lógica entre os parâmetros do sistema e tomar uma decisão correta de abertura. Os parâmetros que mais comumente refletem a presença da falta no sistema são os sinais de tensão e corrente, obtidos nos terminais do relé. Normalmente estes parâmetros são usados em relés de distância na proteção de linhas de transmissão. Estes calculam a impedância aparente entre a localização do relé e a falta. Como a impedância por quilômetro da linha de transmissão é considerada constante, através do cálculo da impedâcia aparente, o relé aponta a distância da falta na linha. A escolha do algoritmo mais adequado para a proteção está , dentre outras coisas, baseada no tempo no qual o algoritmo leva para extinguir a falta no sistema. Este deve ser o menor possível reduzindo, assim, a possibilidade de instabilidade transitória do sistema, danos aos equipamentos e riscos pessoais. Este trabalho apresenta o desenvolvimento de um algoritmo baseado na modelagem do sistema de transmissão por meio de equações diferenciais, formuladas através dos parâmetros resistência e
- 104. 2 indutância da linhade transmissão a ser protegida. Nesta abordagem não é necessário que a entrada do algoritmo seja puramente senoidal, admitindo a presença de harmônicos e componentes CC presentes na linha como parte da solução do problema, quando da ocorrência de uma falta ou algum distúrbio no sistema. Os fundamentos teóricos utilizados para o desenvolvimento do algoritmo são citados na literatura em trabalhos de Phadke & Thorp (1994), e por Johns & Salman. (1995). Outros trabalhos podem ser citados como referências: Mann & Morrison (1971), sugeriram um algoritmo para o cálculo da impedância da linha baseado na predição dos valores de pico das formas de onda de tensão e corrente de entrada. Ranjbar & Cory (1975), propuseram um melhoramento no método que utilizava o modelo de uma linha de transmissão RL-série que resultava em uma equação diferencial de 1a ordem, com seus limites de integração definidos previamente. Esta técnica também foi estudada por Smolinsk (1979) e Breingan, Chen & Gallen (1979). Jeyasuray & Smolinski (1983), apresentam um estudo comparativo entre diversos tipos de algoritmos para a determinação da impedância aparente da linha, e baseado nestes estudos, concluíram que a combinação de filtros com o algoritmo baseado na equação diferencial da linha apresenta o melhor resultado na implementação deste em tempo real. O algoritmo introduz alguns erros que são analisados por Phadke & Thorp (1994), onde sugere-se a eliminação destes através de uma pré filtragem das estimativas. Outros autores tais como, Gilbert, Undren e Sackin (1977), estudaram diversos algoritmos e concluíram a eficácia do modelo baseado na equação diferencial da linha. Akke e Thorp (1998) apresentam um novo método de filtragem digital das estimativas para a eliminação de erros introduzidos no algoritmo. Mais recentemente a aplicação de técnicas de Inteligência Artificial na detecção e localização rápida de faltas em linhas tem sido objeto de estudo. 2 O sistema de potência analisado Neste artigo utilizou-se o software ATP (ATP - Rule Book, 1987) para a modelagem do sistema elétrico estudado e a obtenção do conjunto de dados para análise e testes. Foi utilizada a representação da linha de transmissão com parâmetros distribuídos, que permite uma simulação detalhada do sistema elétrico, possibilitando a utilização de seus resultados na implementação do algoritmo estudado. O software ATP permite a representação detalhada da linha de transmissão através das características dos condutores e suas respectivas disposições geométricas nas torres de transmissão, além da modelagem das diversas manobras e defeitos que afetam o mesmo, buscando uma aproximação com uma situação real. A linha de transmissão utilizada para o cálculo dos parâmetros foi uma linha típica da CESP de 440kV. Esta linha corresponde ao trecho Araraquara – Baurú. Os dados de seqüência obtidos, através do software ATP, foram utilizados em todos os estudos. Os dados obtidos através do software ATP foram: R0 = 1.86230 Ω R+ = 0.03852 Ω L0 = 2.23 mH L+ = 0.741 mH A topologia utilizada nas simulações é de um sistema de transmissão perfeitamente transposto. A falta foi aplicada entre os terminais P e T da linha simulada e os dados foram obtidos no terminal P do sistema. A topologia do sistema estudado e é apresentada na Figura 1. 150 km 100 km 80 km P T Q R 1.120o 10 GVA 1.10o 9 GVA 0.910o 9.5 GVA FIGURA 1 - Sistema elétrico analisado Para a aplicação em questão, foram utilizadas amostras de tensão e corrente trifásicas de pré e pós-falta com relação ao barramento P a uma taxa amostral de 1 kHz, sendo a freqüência do sistema de 60 Hz. Assim, foram realizadas simulações das situações que o relé experimenta na prática, tais como faltas dentro e fora de sua zona de proteção. Este artigo mostra alguns aspectos relacionados à proteção de distância em linhas de transmissão, e descreve as simulações realizadas, apresentando resultados bastante satisfatórios. 3 Derivação da equação diferencial da linha O propósito do algoritmo estudado é descrever a dinâmica de uma linha de transmissão sob falta através de sua representação por uma equação diferencial. Deve-se assumir que o comprimento da linha seja tal que a capacitância shunt possa ser negligenciada, ficando a linha composta apenas por resistência e indutância. A linha de transmissão trifásica, sob falta, pode ser modelada através da equação de 1a ordem: V=Ri+L dt di (1) onde L e R são a indutância e a resistência da linha, e V e i são a tensão e a corrente medidas no relé, respectivamente. A equação (1) representa uma linha de transmissão curta, na qual este estudo foi baseado. Para
- 105. 3 linhas médias elongas compensações extras são necessárias. Para resolver a equação (1) foram introduzidos os parâmetros que limitarão a solução. Assumindo uma falta na linha PT, ilustrada pela figura 1, a uma distância k do relé, os valores instantâneos da tensão e da corrente podem ser calculados pela equação (2), para uma linha trifásica: + = c b a l c b a r c b a i i i dt d Lk i i i Rk v v v (2) onde va, vb e vc, ia, ib e ic são as tensões e correntes trifásicas nas respectivas fases a, b e c da linha, e os parâmetros kr e kl são o comprimento relativo da linha para a resistência e a indutância, respectivamente. Para uma falta na linha PT, estes parâmetros assumirão um valor entre 0 e 1, que representa a distância entre a falta e a localização do relé, que em condições ideais seriam iguais. As matrizes R e L são as matrizes resistência e indutância para a linha modelada, respectivamente. Assumindo uma transposição perfeita, tem-se: = smm msm mms RRR RRR RRR R e = smm msm mms LLL LLL LLL L (3) onde os índices s e m significam própria e mútua, respectivamente. Os índices 0 e + são utilizados na representação do sistema através das componentes de seqüência zero e positiva, respectivamente. A relação entre os parâmetros são: L+ = Ls - Lm (4) R+ = Rs - Rm L0 = Ls – 2Lm R+ = Rs - 2Rm De (4) , segue que: 3Lm = L0 – L+ (5) 3Rm = R0 – R+ Foram usadas as equações (4) para rescrever a equação (1) como: ( ) ( ) −+ −+ + = ++++ 0 0 0 0 0 0 0 0 a i i i dt d LLk i i i RRk i i i dt d Lk i i i Rk v v v lr c b a l c b a r c b (6) Com a corrente de seqüência zero igual a: i0 = (ia + ib + ic)/3 (7) A seguir serão derivadas a equações para os tipos de faltas estudados. 3.1 Falta fase-terra. Assumindo uma falta fase-terra, ocorrendo na fase a e a uma distância k do relé, o valor instantâneo da tensão va, que é a tensão da fase a no ponto do relé, pode ser calculada usando a equação (8). Os parâmetros kr e kl, que são os fatores multiplicadores da resistência e indutância, respectivamente para uma falta na linha, podem ser escritos na forma: ( )[ ] ( ) −++−+= ++++ dt di LL dt di LkiRRiRkv a lara 00 0 0 (8) e a expressão pode ser escrita na forma geral como: dt di kikv l lrr += (9) Onde: ( ) ( )0 0 0 0 iLLiLi iRRiRi vv al ar a ++ ++ −+= −+= = (10) 3.2 Falta fase-fase-terra ou fase-fase Considerando uma falta entre as fases a e b, a uma distância k, envolvendo ou não a terra, a sua equação pode ser representada pela expressão: ( ) ( ) −+ −+ + = ++++ 0 00 0 00 i i dt d LLk i i RRk i i dt d Lk i i Rk v v lr b a r b a r b a (11) e na sua forma geral dt di kikv l lrr += (12) Onde: ( ) ( )bal bar ba iiLi iiRi vvv −= −= −= + + (13) 3.3 Falta trifásica Para uma falta trifásica a uma distância k do relé, desde que a falta seja simétrica, a equação (6) pode ser rescrita da forma: + = ++ c b a l c b a r c b i i i dt d Lk i i i Rk v v va (14) Definimos os componentes αβ por: = c b a v v v M v v β α onde = − −− 2 3 2 3 2 1 2 1 0 1 3 2 M (15) As três quantidades a, b, c são convertidas em duas novas quantidades ortogonais entre si, ficando a equação geral da forma:
- 106. 4 + = ++ β α β α β α i i dt d Lk i i Rk v v rr (16) 3.4 Asolução da equação diferencial Para as faltas do tipo fase-terra, fase-fase e fase-fase- terra, tem-se a solução da equação geral (9) pela regra trapezoidal. Os dois parâmetros desconhecidos kl e kr são estimados por estas equações , utilizando-se três amostras consecutivas, n-2, n-1 e n. As estimativas são: ( )( ) ( )( ) ( )( ) ( )( )211121 211 121 ^ −−−−−− −−− −+−−+ +−−+− = −−− nnnnnnnn nnnn n llrrllrr nnllnnll r iiiiiiii vviivvii k (14) ( )( ) ( )( ) ( )( ) ( )( )211121 211 121 ^ 2 −−−−−− −−− −+−−+ ++++−− = −−− nnnnnnnn nnnn n llrrllrr nnrrnnrr l iiiiiiii vviivviih k (15) A solução da equação diferencial, resultará na distância em que a falta ocorreu na linha em termos percentuais. Os valores de kr e kl serão valores numéricos entre 0 e 1, conforme citado anteriormente, e indicarão a existência da condição ou não de trip do disjuntor. A solução para falta trifásica é similar a representada acima. Foi desenvolvido um programa computacional em linguagem Fortran para testar o princípio descrito anteriormente para a proteção digital baseada na modelagem da linha de transmissão. 4 Filtragem das estimativas O uso direto das equações descritas anteriormente não produz uma estimativa aceitável para ser usada em relés digitais por possuírem convergência em tempos normalmente superiores a dois ciclos. Assim, foi feita uma filtragem das respostas do algoritmo, proporcionando um diagnóstico mais rápido das estimativas. Para isso foi usado um filtro de mediana de 5ª ordem na localização da falta. O filtro de mediana é uma técnica de processamento digital de sinais que é útil para supressão de ruídos em imagens. O filtro consiste em uma janela móvel de dados englobando um número ímpar de amostras. A amostra central da janela é substituída pela mediana do conjunto dentro da janela, rejeitando totalmente os valores extremos das amostras e suavizando o gráfico. Uma solução alternativa consiste em calcular a função acumulativa local sobre a metade do valor numérico amostrado. Esta avaliação do histograma é vantajosa apenas quando é usado uma janela de 5x5 amostras ou mais, Pratt, W.K. (1978). Melhores resultados foram obtidos usando-se estimativas recursivas para valores medianos para amostras consecutivas. Os filtros digitais recursivos são assim denominados por que há uma realimentação da entrada, portanto a saída será dependente tanto da seqüência de entrada quanto das saídas anteriores. Em alguns casos, filtros recursivos são mais eficientes computacionalmente. Uma vantagem é a redução de armazenamento de dados requeridos (Chen, C. H. (1988)). 5 Resultados obtidos Uma extensiva série de testes realizados com o algoritmo apresentaram respostas de acordo com o esperado. A estimativa da localização da falta, ou seja, o cálculo da distância através da resistência e da indutância, mostrou ser um critério coerente com as expectativas do algoritmo. Por motivo de brevidade, somente alguns resultados serão apresentados. As figuras abaixo resumem os resultados obtidos. Algumas estimativas de localização para uma falta fase-terra são ilustradas nas figuras 2, 3, 4 e 5, que ilustram uma resposta típica do algoritmo, com e sem filtragem, para faltas a 30 km (20% da linha) e 105 km (70% da linha), onde se variou a resistência de falta (1 e 80Ω ). É observado uma diferença de estimativa entre os gráficos de kr e kl. Como esperado, esta diferença se acentua profundamente na existência de valores mais altos de resistência de falta (figura 5). Assim, os resultados que melhor satisfazem o problema são os valores do kl, uma vez que são imunes as variacões da resistência de falta. 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,194 0,196 0,198 0,200 0,202 0,204 0,206 KL Filtro KL-20%dalinha Tempo(s) FIGURA 2: Estimativa do kl a 20% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) com resistência de falta de 1 Ω . 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,050 0,200 0,202 0,204 0,206 0,208 0,210 KR Filtr KR-20%dalinha Tempo(s) FIGURA 3: Estimativa do kr a 20% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) com resistência de falta de 1 Ω .
- 107. 5 0,010 0,015 0,0200,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,76 0,78 0,80 0,82 0,84 0,86 0,88 0,90 0,92 0,94 KL Filtro KL-70%dalinha Tempo(s) FIGURA 4: Estimativa do kl a 70% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) com resistência de falta de 80 Ω . 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 1,95 2,00 2,05 2,10 2,15 2,20 2,25 KR FiltroR KR-70%dalinha X axis title FIGURA 5: Estimativa do kr a 70% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) com resistência de falta de 80 Ω . As figuras 6, 7 e 8 apresentam o gráfico do cálculo do kl em relação ao tempo com resistência de falta de 10 Ω para uma falta do tipo fase-terra, fase-fase e fase- fase-terra, a 45 km (30% da linha), 75 km (50% da linha) e 135 km (90% da linha), respectivamente. 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,25 0,26 0,27 0,28 0,29 0,30 0,31 0,32 kl Filtro KL-30%dalinha Tempo(s) FIGURA 6: Estimativa do kl a 30% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) para falta fase terra. 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,40 0,42 0,44 0,46 0,48 0,50 0,52 0,54 0,56 0,58 KL FILTRO KL-50%dalinha Tempo(s) FIGURA 7: Estimativa do kl a 50% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) para falta fase-fase. 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,050 0,84 0,86 0,88 0,90 0,92 0,94 0,96 0,98 KL FILTRO KL-90%dalinha Tempo(s) FIGURA 8: Estimativa do kl a 90% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) para falta fase-fase-terra. Deve ser ressaltado que a filtragem das estimativas resultam em uma rápida convergência dos valores de kl e kr calculados pelo algoritmo. A filtragem mencionada possibilita o uso de tal filosofia para proteção de distância rápida de linhas de transmissão. Deve ainda ser mencionado que as estimativas são mais precisas para faltas até 50% do comprimento da linha, para valores de kl. No entanto, de uma forma geral para diferentes distâncias, resistências de falta e tipos de falta a filosofia descrita pode ser empregada para proteção rápida de linhas de transmissão. 6 Conclusões A técnica apresentada neste trabalho mostra a utilização de uma modelagem dos parâmetros da linha de transmissão, através de um algoritmo de equações diferenciais, para o cálculo da localização da falta. Pela apresentação do algoritmo estudado, os resultados não são afetados pela presença de harmônicos ou componentes CC introduzidos no sistema quando da ocorrência da falta. Esta técnica pode ser aplicada para qualquer tipo de falta com ou sem a presença de resistência de falta. Conforme esperado, a presença de resistência de falta modifica apenas os valores do kr. Este fato não
- 108. 6 afeta a decisãodo algoritmo na abertura dos disjuntores a ele associados, pois na tomada de decisões só é levado em consideração os valores de kl . Para os tipos de falta testados, a estimativa da localização da falta através dos parâmetros kl, mostrou-se altamente satisfatória para a finalidade de proteção. O trabalho mostrou que a resposta do algoritmo converge em menos de 2 ciclos de pós-falta, após a filtragem das estimativas, imprimindo maior velocidade de resposta para os relés digitais. Agradecimentos Os autores gostariam agradecer ao Departamento de Engenharia Elétrica da Escola de Engenharia de São Carlos /Universidade de São Paulo (USP/EESC) pelas facilidades proporcionadas quando do desenvolvimento deste trabalho, bem como ao apoio financeiro recebido por parte da CAPES – Conselho de Aperfeiçoamento do Pessoal de Ensino Superior. Referências Bibliográficas Phadke, A.G. e Thorp J.S. (1988). Computer relaying for power systems, Research Studies Press Ltd., Taunton, Somersct, England. Johns, A.T. e Salman, S.K. (1995) Digital protection for power systems, Peter Peregrinus Ltd., on behalf of IEE, London, United Kingdom. ATP - Rule Book, 1987, Leuven EMTP Center (LEC). Mann, B.J. e Morrison I.F. (1971) Digital Calculation of Impedance for Transmission Line Protection, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-90, No. 1, Jan/Fev., (1971). . Ranjbar, A.M. e Cory, B.J. (1975) An improved method for the digital protection of high voltage transmission line, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-94, p. 544-550. Gilbert, J.G. ; Undren, E.A. e Sackin, M. (1977) Evaluation of Algorithms for Computer Relaying, IEEE PES Summer Meeting, Mexico City, Mex., July 17-22. Smolinski, W..J. (1979) An algorithm for digital impedance calculation using a single PI section transmission line model, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-98, p. 1546-1551. Breigan, W.D. ; Chen M.M. e Gallen T.F. (1979) The laboratory investigation of digital systems for protection of transmission lines, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-98, p. 350-368. Jeyasuray, B. e Smilinski W.J. (1983) Identification of a best algorithm for digital distance protection of transmission line, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-103, p. 3358- 3369 Akke, M.A. e Thorp, J.S. (1998) Some improvements in the three-phase differential equation algorithm for fast transmission line protection, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol. 13, n. 1, January, p. 66-72 Phadke, A.G. ; Ibrahim M. e Hlibka T. (1977) Fundamental basis for distance relaying with symmetrical components, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-96, p. 635-646. Pratt, W.K. (1978) Digital Image Processing John Wiley & Sons, Inc. Chen, C. H. (1988) Processing Handbook, edited by C.H. Chen
- 109. TÉCNICAS DIGITAIS APLICADASAO PROBLEMA DE LOCALIZAÇÃO DE FALTAS EM LINHAS DE TRANSMISSÃO DENIS VINICIUS COURY LUIZ REINALDO GAUTIER Departamento de Engenharia Elétrica Universidade de São Paulo Escola da Engenharia de São Carlos 13.560-250 - São Carlos - SP-BRASIL Resumo- Localizadores de faltas são dispositivos designados para determinar a localização do ponto de incidência de faltas em linhas de transmissão dos sistemas elétricos de potência. Esta localização possibilita uma restauração mais rápida da operação de um sistema elétrico, garantindo melhor qualidade na continuidade de fornecimento de energia. Este trabalho apresenta um estudo comparativo entre duas abordagens distintas para localização digital de faltas. Um dos métodos utiliza dados disponíveis apenas em um único terminal, enquanto que o outro, utiliza dados provenientes dos dois terminais da linha de transmissão. As teorias fundamentais de ambas as técnicas são estudadas e simulações computacionais de uma linha de transmissão são utilizadas para seus testes. Abstract- Fault locators are devices designed to pinpoint the location of the fault on transmission lines of electric power systems. This location allows a fast restoration of the power system operation, contributing to a high level of continuity on power delivery. This work shows a comparative study between two digital fault locator approaches. The methods differ on the nature of input data. One of the methods uses data available from only one end, while the other uses data from the both ends of the transmission line. The fundamental theories of the two techniques are studied, and computational simulations of the transmission line are utilized for the tests. 1 - INTRODUÇÃO Sistemas elétricos de potência devem garantir um fornecimento confiável de energia com o mais alto grau de continuidade possível. Faltas podem ocorrer em qualquer ponto de um sistema elétrico de potência; no entanto, os elementos mais afetados pelas faltas são as linhas de transmissão aéreas devido a sua extensão física e por constituírem as partes mais expostas do sistema. Além disso, devido à sua dimensão e ao ambiente em que se encontram, as linhas são as partes do sistema elétrico que apresentam maior dificuldade para manutenção e monitoramento. Um localizador digital de faltas tem por função a determinação do ponto exato de ocorrência de uma falta em uma linha de transmissão. Esta prática permite uma diminuição nos serviços de manutenção e uma rápida restauração da operação após a ocorrência de uma falta permanente na linha, contribuindo assim para a melhoria da continuidade de fornecimento de energia anteriormente referida. Por outro lado, um localizador é também muito útil para estimação de faltas transitórias, que podem causar pontos fracos nos sistemas de distribuição e transmissão, e que resultariam em futuros problemas ou faltas permanentes. Diversas abordagens utilizando a tecnologia digital foram desenvolvidas e diferentes princípios já foram aplicados ao problema da localização de faltas em linhas de transmissão. Estas técnicas geralmente usam as tensões e correntes dos barramentos como dados de entrada. Estas abordagens podem então ser classificadas de acordo com o modo de obtenção dos dados em técnicas com dados provenientes de um único terminal e com dados provenientes de dois terminais da linha de transmissão. Algoritmos que fazem uso de dados de apenas um dos terminais da linha de transmissão são geralmente baseados no cálculo da impedância com relação ao ponto de falta e a partir deste cálculo a distância da falta pode ser deduzida. Saint e Paithankar (1979) propuseram uma técnica de localização de faltas baseada no cálculo da razão entre a reatância de falta e a reatância total da linha. No entanto, as estimativas de localização da falta não são precisas se existe contribuição de corrente de falta pelas fontes conectadas em ambos os terminais da linha e se for levada em conta a resistência de falta. Takagi et al. (1982) apresentaram uma técnica com proposta de redução dos erros causados pelos fatores citados anteriormente e suas equações são apresentadas mais adiante. Um localizador de faltas foi implementado comercialmente pela Toshiba Corporation fazendo uso destes princípios. Wiszniewski (1983), Saha e Erikson (1985) e Cook (1986) propuseram métodos baseados nos cálculos de impedância usando um fator distribuição da corrente de falta para compensação dos erros descritos anteriormente. Se as impedâncias das fontes são conhecidas, o processo de localização da faltas com informação de apenas um dos terminais da linha pode ser sensivelmente melhorado(Erikson et al.,1985).
- 110. Quando são utilizadosdados dos dois terminais, torna-se possível superar alguns problemas comuns associados com a localização de faltas. Apesar destas técnicas precisarem de um meio de comunicação para transmissão de dados para o terminal onde será realizado o processamento, estas necessidades de comunicação são bastante simples (e descontínuas), uma vez que o algoritmo opera de forma off- line. Schweitzer (1982), Jeayasurya e Rahman (1989); Girgis et al.(1992) e Aggarwal et al. (1993) propuseram técnicas usando corrente e tensão em regime permanente provenientes dos dois terminais da linha em conjunção com equações da linha, onde a distância de falta passa a ser a única incógnita a ser calculada. Deve ainda ser ressaltado que a localização da falta só poderá ser determinada precisamente se as medições em ambos os terminais forem sincronizadas ou se este parâmetro for levado em conta no equacionamento. Assim, a referida sincronização pode ser alcançada através de software especializado ou ainda através de métodos que utilizam GPS (Global Positioning Satellites - Phadke,1993). Coury(1992) propôs a extensão da teoria de localização de faltas para linhas de transmissão com três terminais. Este trabalho apresenta um estudo comparativo da técnica desenvolvida por Takagi (1981), hoje bastante utilizada na prática e do princípio que utiliza dados de ambos os terminais, manipulando equações de linha. As teorias fundamentais de ambas as técnicas serão estudadas e simulações computacionais de um modelo de linha de transmissão faltosa são utilizadas para seus testes. Efeito de parâmetros tais como distância e tipo de falta, resistência de falta, capacidade das fontes, taxa amostral e comprimento da linha são analisados. Deve ser ressaltado que os métodos em questão fazem uso de dados provenientes de registradores digitais de falta instalados nas subestações. Tais registradores apresentam, por vezes, as ondas faltosas com elevado grau de ruído. Assim, para implementação das referidas técnicas, algumas subrotinas essenciais são necessárias, tais como filtragem digital, estimação dos instantes de ocorrência de falta, sincronização dos dados (para o caso de utilização de dados dos dois terminais), etc., antes da aplicação da teoria fundamental de localização de faltas propriamente dita. 2 - LOCALIZADOR DIGITAL DE FALTAS COM DADOS PROVENIENTES DE UM ÚNICO TERMINAL DA LINHA Este tópico descreve a implementação prática de um algoritmo para localização de faltas baseado no método de Newton-Raphson para uma linha de transmissão de alta tensão. O método faz uso das ondas de tensão e corrente apenas de um terminal local, as quais são posteriormente filtradas através da técnica da Transformada Discreta de Fourier (TDF), a fim de se obter as medidas dos fasores de corrente e tensão em regime permanente. A técnica também utiliza componentes superpostos e modais de tensão e corrente, ao invés de valores de fase para o cálculo da distância da falta. O estágio inicial do algoritmo é a obtenção dos dados digitalizados de tensão e corrente do terminal local onde os procedimentos terão lugar. Alguns dos passos principais do algoritmo serão descritos a seguir. 2.1 - Detecção da Falta As amostras usadas pelo método, provenientes de um registrador digital de faltas, normalmente incluem dados de pré-falta e pós-falta. Portanto, é necessário que se determine o ponto amostral onde a falta tem início (através de comparação com o ciclo de pré-falta), de modo a se obter dois conjuntos de dados: um formado por um ciclo de valores pré-falta e outro por um ciclo de valores pós-falta. 2.2 - Extração dos fasores fundamentais Os valores de corrente e tensão das ondas pós-falta podem apresentar transitórios variando de altas freqüências até níveis CC e, embora os mesmos sejam atenuados por transdutores e filtros passa-baixa, estas ondas ainda podem conter componentes significativos. Com a finalidade de executar a filtragem digital, foi utilizada a teoria da Transformada Discreta de Fourier (Oppenheim, 1975) que produz a magnitude e o ângulo de fase dos fasores fundamentais de tensão e corrente. Tal método é bastante eficaz para a rejeição de componentes de alta freqüência e providencia uma boa filtragem dos componentes de baixa freqüência, especialmente o componente CC. 2.3 - Obtenção dos componentes superpostos Uma ocorrência de falta em uma linha de transmissão pode ser considerada como sendo equivalente à superposição de uma tensão no ponto de falta, a qual é igual e oposta à tensão pré-falta em regime permanente. As componentes de tensão e corrente pós-falta podem ser então consideradas como compostas por componentes pré-falta em regime permanente e componentes introduzidas pela falta. Os componentes superpostos representam a diferença entre os valores de pós-falta e os valores de pré-falta em regime permanente. 2.4 - Transformação Modal Como mencionado anteriormente, o método de localização de faltas com dados provenientes de um terminal faz uso de componentes modais de tensão e corrente ao invés de valores totais. Isto permite que o sistema trifásico seja tratado como três sistemas monofásicos independentes, simplificando assim consideravelmente os cálculos necessários. Os valores de fase são transformados em três modos desacoplados: um modo Terra e dois modos Aéreos, pela teoria dos modos naturais (Wedephol,1963) 2.5 - Teoria Fundamental e Equacionamentos do Localizador A teoria fundamental para localização de faltas é descrita primeiramente para uma linha monofásica (Takagi et ali, 1981). Toma-se como exemplo uma falta no ponto F que está distante d km do terminal S da linha de transmissão SR representada na Figura 1(a). L
- 111. S R d V’S V’R I’SI’RF RF I’F I’FS I’FR V’F Figura 1(a) - Rede faltosa Aplicando-se a teoria da superposição em redes lineares, separa-se uma rede faltosa em duas redes derivadas: uma rede pré-falta e uma rede em que a falta foi isolada, representadas respectivamente pelas Figuras 1(b) e 1(c). S R VS VR IS IR Figura 1(b) - Rede pré-falta S F V”S V”R VF I”S I”R F R RF I”FRI”FS IF Figura 1(c) - Rede com a falta isolada Seja V’F o vetor de tensão em F, e seja IF’ o vetor de corrente na resistência de falta RF na rede faltosa. Temos então, V’F = RF . I’F = -RF (I”FS+I”FR) (1) sendo V’F o fasor de tensão pós-falta no ponto F, I’F o fasor de corrente pós-falta no ponto F, I”FS igual a corrente da linha de F para S e I”FR igual a corrente de F para R, ambas definidas na rede com a falta isolada. Uma nova variável K(d) é definida como K(d) ≅ I" I" FR FS (2) Pode ser observado que a razão K(d) é uma função da distância d à falta. A substituição da equação (2) na equação (1) produz: V’F = -RFI”FS(1+K(d)) (3) V’F e I”FS podem ser estimados pelos vetores medidos localmente, utilizando a Teoria dos Quadripólos, V’F = A(d)V’S-B(d)I’S (4) I”FS = C(d)V”S-D(d)I”S (5) onde A(d), B(d), C(d) e D(d) são as quatro constantes para a porção SF da linha, definidas para um sistema distribuído como: A(d) = D(d) = cosh(λd) (6) B(d) = ZC senh(λd) (7) C(d) = senh(λd)/ZC (8) onde λ é a constante de propagação e ZC é a impedância característica da linha. Os vetores faltosos V’S e I’S são obtidos diretamente no terminal local S, enquanto que os vetores para a rede de falta isolada V”S e I”S são obtidos através da diferença entre os vetores pós-falta e os vetores pré-falta, como descrito anteriormente, V”S ≅ V’S - VS (9) I”S ≅ I’S - IS (10) Portanto, a equação (3) pode ser rescrita apenas com vetores obtidos localmente, como: A(d)V’S-B(d)I’S=-RF{1+K(d)}{C(d)V”S-D(d)I”S} (11) o que leva a R {1 K( )} A( )V B( )I C( )V" D( )I" F S S S S + =− ′ − ′ − d d d d d (12) Como a impedância de falta é puramente resistiva, isto implica que RF é uma variável real. A razão K(d) também será real com a condição de que a linha de transmissão seja sem perdas, e as impedâncias das fontes nos dois terminais da linha sejam puramente indutivas. Tudo isto implica que o lado esquerdo da equação (12) será real. Portanto, o lado direito da equação (12) também deverá ser real para que sentença seja verdadeira. A equação básica do localizador é então definida como: Imag[ A( )V B( )I C( )V" D( )I" ] 0S S S S d d d d ′− ′ − = (13) onde Imag[.] representa a parte imaginária de uma variável complexa. A solução d da equação (13) é a distância do ponto da falta ao terminal local. Como a equação (13) não é uma equação linear, é necessário uma técnica de solução iterativa. É então utilizada a técnica Newton-Raphson aplicada ao problema da localização da falta. A equação básica obtida contém a distância (d) desconhecida, fasores filtrados de tensão e corrente obtidos localmente e parâmetros da linha. Assim, o processo de localização da falta pode ser realizado sem nenhum dado de terminal remoto. Não são necessários canais de comunicação entre os terminais. A equação básica não inclui a resistência de falta RF. As características do localizador de falta para uma linha monofásica são obviamente aplicáveis para uma linha
- 112. trifásica. A equaçãobásica pode então ser estendida para uma linha trifásica. Seja (.)(W) uma quantidade modal. Então para uma falta fase-terra a equação fica, Im ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ag V V V C d V D d I F F F j S j j S j ′ + ′ + ′ ′′ − ′′ = 1 2 3 0 (14) j=1,2,3 e para uma falta fase-fase, Im ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ag V V C d V D d I F F j S j j S j ′ − ′ ′′ − ′′ = 2 3 0 (15) j=1,2 As tensões modais em F são estimadas pela equação (16). V’F (W) = A(W) (d)V’S (W) -B(W) (d)I’S (W) (16) W=1,2,3 3 - LOCALIZADOR DIGITAL DE FALTAS COM DADOS PROVENIENTES DOS DOIS TERMINAIS DA LINHA Será descrito a seguir um algoritmo para localização de faltas utilizando dados dos dois terminais da linha de transmissão de alta tensão, representada pela Figura 1(a). O algoritmo baseia-se na utilização dos fasores fundamentais trifásicos de corrente e tensão de ambos os terminais. Portanto, a existência de um mecanismo de comunicação de dados entre os terminais e o processador se faz necessária. Deve ser ressaltado que a abordagem desenvolvida utiliza os fasores fundamentais obtidos de ambos os terminais, assim, estes valores devem ser sincronizados em relação à uma referência de tempo comum. 3.1 - Detecção do instante de ocorrência da falta Aqui a detecção da falta é introduzida com o mesmo propósito do método utilizando dados de um terminal, com a diferença de que são determinados os pontos iniciais da ocorrência da falta em ambos os terminais. São então obtidos dois conjuntos com um ciclo de dados de pré e pós- falta relativos a cada terminal. 3.2 - Extração dos fasores fundamentais O processo é idêntico ao descrito na seção 2.2, sendo a filtragem efetuada em ambos os terminais. 3.3 - Sincronização dos dados Como o algoritmo envolve utilização de dados dos dois terminais da linha de transmissão, é de extrema importância que os fasores de tensão e corrente em ambos os terminais estejam relacionados por uma referência de tempo comum. Uma sincronização para a referência de tempo nos dois terminais pode ser conseguida através de um canal de ligação contínuo entre os terminais, mas esta solução seria muito dispendiosa. Na prática, os dados de pré-falta de corrente e tensão em um dos terminais podem ser usados para providenciar uma referência comum (sincronização) com relação aos dados gravados no outro terminal. Por exemplo, a tensão pré-falta no terminal remoto pode ser calculada pelo equipamento localizado no terminal local através de equações de linha dada por (17). Esta abordagem elimina a necessidade de sincronização dos dados através de uma linha de comunicação exclusiva, podendo esta sincronização ser efetuada através do software do próprio localizador ( Coury e Aggarwali, 1991). VS = cosh (λL)VR - ZC senh (λL)IR (17) onde L = comprimento da linha A avaliação da equação (17) fornece o ângulo de fase entre as tensões dos terminais local e remoto para os dados de pré-falta. Este ângulo, por sua vez, é usado para providenciar uma referência de tempo comum para os dados de tensão amostrados em cada terminal. Através dele, uma sincronização perfeita dos dados pode ser obtida. 3.4 - Teoria fundamental e equacionamentos do localizador Esta seção descreve os princípios fundamentais da técnica de localização de faltas utilizando fasores de tensão e corrente trifásicos dos dois terminais da linha (Girgis et ali, 1992), considerando-se o sistema descrito pela Figura 1(a). Admitindo-se que os fasores trifásicos de tensão e corrente nos barramentos S e R estão sincronizados, então os vetores trifásicos de tensão nos barramentos S e R podem ser representados em função dos vetores trifásicos de corrente, pelas equações (18) e (19). V’S=V’F+d Zabc I’S (18) V’R=V’F+(L-d) Zabc I’R (19) onde:Zabc = matriz impedância da linha trifásica. Subtraindo-se equação (19) de (18) fica: V’S-V’R+L Zabc I’R=d Zabc [I’S+I’R] (20) A equação (20) pode ser rescrita, considerando o sistema trifásico, da forma: Y Y Y M M M a b c a b c = d ou Y=Md (21) onde: Y V V L Z ISj Sj Rj ji Ri i=a,b,c = ′ − ′ + ′∑ (22) M Z I Ij ji Si Ri i=a,b,c = ′ + ′∑ ( ) (23) p/ j=a,b,c com Zji = matriz 3x3 da impedância série A equação (21) representa três equações complexas ou seis equações reais para uma incógnita (d), que é a distância da falta em relação a um terminal da linha.
- 113. Deve ser ressaltadoque para o caso prático as equações (18) e (19) devem levar em consideração as equações de linha longa e a transformação modal para desacoplamento descrita anteriormente deve ser utilizada (Coury, 1992). O algoritmo proposto independe do tipo de falta e da resistência de falta para seus equacionamentos. 4 - TESTES REALIZADOS PARA OS LOCALIZADORES DE FALTAS ESTUDADOS O modelo do sistema de potência estudado é mostrado na Figura 2. L = 200 km 20 GVA 5 GVA tensão nominal - 400 KV ~ ~1 ∠ 0° 1 ∠ 10° S R Figura 2 - Modelo do sistema de potência estudado O sistema corresponde a uma linha de transmissão de 400 kV e 200 km de extensão, interligando duas estações geradoras de 20 GVA e 5 GVA, respectivamente. Os dados para teste dos algoritmos foram obtidos através do software TEER, que simula os sinais de uma linha de transmissão sob condição de curto-circuito (Johns e Aggarwal,1976). A resposta do algoritmo para uma falta a-terra é ilustrado na Figura 3. 0 20 40 -4 -2 0 2 4 fase a fase b fase c CorrentenabarraP[kA] tempo [ms] 0 20 40 -400 -200 0 200 400 fase a fase b fase c TensãonabarraP[kV] tempo [ms] Figura 3 - Ondas típicas de corrente e tensão para uma falta fase-terra com um ciclo de dados pré-falta Deve ser ressaltado que a saída do referido software simula os registradores digitais de falta anteriormente citados. Os algoritmos foram testados para uma variedade de condições da linha de transmissão considerada, com o objetivo de cobrir grande parte das situações comuns à uma linha de transmissão de alta tensão. Primeiramente, foram testados diferentes tipos de faltas em diversas localizações da linha. Posteriormente, o mesmo foi testado para variações na resistência de falta, capacidade das fontes, taxa amostral utilizada e comprimento total da linha. A maior parte dos testes foi realizada a uma taxa amostral de 4 kHz. 4.1 - Testes da técnica baseada em dados provenientes de um único terminal Os resultados obtidos são apresentados a seguir, de acordo com os grupos apresentados anteriormente para as duas técnicas de localização de falta. A margem de erro dos cálculos é expressa como uma porcentagem do comprimento total da linha e é dada pela expressão: % erro =| distância estimada -distância real |x100% (24) comprimento da linha E a faixa de busca é dada por: F=| distância estimada -distância real | (25) 4.1.1 - Determinação do instante de ocorrência da falta Conforme explicitado na seção 2.1, a determinação do ponto de ocorrência da falta é baseada na comparação das amostras de cada fase da linha com as amostras correspondentes, um ciclo anterior. Após a ocorrência de três amostras consecutivas com variações significativas, a ocorrência da falta é identificada. Nos testes realizados, o atraso máximo ocorrido para a detecção desse instante foi de 3 amostras. Este atraso não exerce nenhuma conseqüência, direta ou indireta, sobre a precisão do algoritmo. 4.1.2 - Extração dos fasores fundamentais das ondas de tensão e corrente através da TDF A TDF extrai as componentes fundamentais das ondas ruidosas de tensão e corrente dos dados pós-falta. Através dos testes realizados pode-se afirmar que a técnica de filtragem proposta é bastante eficaz para a finalidade a que foi incorporada ao algoritmo. 4.1.3 - Cálculo da distância da falta em relação ao terminal local O passo final foi a aplicação do Método Newton- Raphson para a obtenção da distância da falta em relação ao terminal local. O método foi aplicado utilizando-se as equações (14) e (15) descritas anteriormente. Para a maioria dos casos, as soluções convergiram em 3 iterações. Um processo iterativo é mostrado na Figura 4 para uma falta AT a 122 km do terminal emissor, para a linha considerada.
- 114. Figura 4 -Processo iterativo de solução de uma falta fase terra à 122 Km do terminal local S (RF=0Ω) Tabela 1 - Efeito do tipo de falta (T-terra, A,B,C-fases envolvidas na falta, RF=0Ω) Distância Real km Dist.Estim.-km (%erro) Faixa de Busca-km Tipo de Falta 05 5.205 (0.10) 0.20 AT 05 4.922 (0.04) 0.08 ABC 20 20.998 (0.50) 0.99 BT 20 20.278 (0.14) 0.27 AB 40 38.946 (0.53) 1.05 CT 40 38.802 (0.60) 1.19 BCT 85 85.510 (0.26) 0.51 ABT 85 85.521 (0.26) 0.52 BC 99 95.234 (1.88) 3.76 BCT 99 101.00 (1.00) 2.00 AT 135 136.64 (0.82) 1.64 ACT 135 142.24 (3.62) 7.24 BT 160 161.90 (0.95) 1.90 BC 160 153.25 (3.37) 6.74 CT 180 173.29 (3.35) 6.70 AC 180 184.71 (2.36) 4.71 AB 4.1.4 - Efeito dos Diferentes Tipos de faltas A Tabela 1 apresenta uma série de estimações de localizações de vários tipos de faltas para a linha de transmissão considerada (Figura 2), com uma resistência de falta de 0Ω. Pode ser observado que o erro máximo ocorre para faltas próximas ao terminal remoto de linha. Nos testes realizados em diferentes localizações da linha de transmissão, observou-se que as estimações mais precisas foram encontradas para faltas localizadas entre o terminal local e o meio da linha, com um erro ao redor de 2,5%. 4.1.5 - Efeito da resistência de falta Para avaliar o efeito da resistência de falta no modelo proposto, foram realizados testes com resistência de 30Ω e de 10Ω, mostrados na Tabela 2. Nestes casos, houve um aumento generalizado na margem de erro do algoritmo, principalmente para uma resistência de 30Ω. No entanto, a margem de erro até o meio da linha para alguns tipos de faltas ainda está em um nível aceitável. Testes também foram feitos para resistências altas, de 100 a 150Ω. Para estes valores, o algoritmo apresentou um desempenho altamente comprometido, o que o invalidou. Esta dependência com a presença da resistência de falta é esperada em métodos utilizando dados de um único terminal, como já explicitado anteriormente. 4.2.6 - Efeito da capacidade da fonte A Tabela 3 ilustra algumas estimações para diferentes valores de capacidade da fonte local (50,10 e 5 GVA). Como pode ser observado a precisão do método não é afetada pela variação de tal parâmetro. Tabela 2 Efeito de resistências de falta de 30 e de 10 Ω RF- ohms Dist. Real km Dist.Estim.-km (%erro) Faixa de Busca- km Tipo de Falta 30 Ω 20 30.98 (5.49) 10.98 AT 30 Ω 65 99.88 (17.44) 34.88 BC 30 Ω 115 120.34 (2.67) 5.34 CT 30 Ω 160 209.91 (24.9) 49.91 ABC 10 Ω 20 26.575 (3.29) 6.57 AT 10 Ω 65 52.931 (6.03) 12.06 BC 10 Ω 115 133.11 (9.02) 18.11 CT 10 Ω 160 204.23 (22.1) 44.23 ABC 4.2.7 - Efeito da taxa amostral utilizada Testes foram realizados para taxas amostrais de 1kHz e 2 kHz, mantendo-se a mesma margem de erros registrados para a taxa amostral de 4 kHz. Tabela 3 Efeito da variação da capacidade da fonte S (Rf=0 Ω) Capacidade Fonte S(GVA) Dist. Real km Dist. Estim.-km (%erro) Faixa de Busca- km Tipo de Falta 50 05 5.136 (0.07) 0.13 AT 10 05 5.329 (0.16) 0.32 AT 5 05 5.569 (0.28) 0.56 AT 50 99 94.57 (2.21) 4.42 ABC 10 99 94.24 (2.38) 4.75 ABC 5 99 94.50 (2.25) 4.5 ABC 50 195 193.91 (0.5) 1.09 ACT 10 195 193.6 (0.70) 1.4 ACT 5 195 193.12 (0.9) 1.88 ACT 4.2.8 - Efeito do comprimento da linha de transmissão
- 115. Foram realizados testespara uma linha idêntica a da Figura 2, mas com comprimento de 100 km e 400 km respectivamente. Em ambos os casos, a margem de erro foi praticamente a mesma do caso com a linha de 200 km descrita nos itens anteriores. 4.2 - Testes da técnica baseada em dados provenientes dos dois terminais Testes realizados para esta técnica também utilizam dados de entrada gerados pelo pacote TEER e se referem ao mesmo sistema descrito anteriormente pela Figura 2. Os resultados obtidos nas etapas de detecção do instante de falta e extração dos fasores fundamentais foram similares aos conseguidos para o algoritmo com dados de um terminal, descritos nas seções 2.1 e 2.2, respectivamente, não sendo necessário mencioná-los novamente. 4.2.1 Sincronização de dados Para sincronização foram testados casos em que o instante de detecção em um terminal diferenciava-se de 2 até 5 amostras com relação ao do outro terminal. Através da teoria empregada no procedimento descrito anteriormente, foi possível a estimação desta variação no tempo e a sincronização de dados foi efetuada. Para todos os casos simulados, conseguiu-se uma sincronização perfeita em relação à um eixo de referência comum. 4.2.2 -Cálculo da distância da falta em relação ao terminal S A distância d é obtida através da solução da equação (21). Novamente, para este caso, a margem de erro será expressa como uma porcentagem do comprimento total da linha, dado pela expressão representada na equação (24) e a faixa de busca dada pela equação (25). A avaliação do algoritmo obedecerá os mesmos critérios adotados para o algoritmo anterior, ou seja, serão avaliadas diferentes condições de falta, capacidade das fontes, taxa amostral e configurações de linha. Ambos os algoritmos foram submetidos a um mesmo conjunto de testes, permitindo uma melhor comparação entre seus desempenhos. 4.2.3 - Efeito dos diferentes tipos de faltas Estimações de localizações ao longo da linha para diferentes tipos de faltas podem ser vistas na Tabela 4. Estes cálculos foram obtidos para a linha de transmissão representada na Figura 2, com uma resistência de falta de 0Ω. Deve ser notado que a porcentagem de erro ficou em torno de 0,5 %, chegando à 1,2 % para casos isolados. Estes casos não são significativos. Os piores casos obtidos foram para faltas não envolvendo terra. Para os demais casos, a margem de erro manteve-se bastante baixa, com os menores erros relativos às faltas fase-terra, onde foram registrados erros de 0,01 %. Diferentemente do algoritmo para dados de um terminal, o algoritmo para dados de dois terminais não apresentou piores resultados a medida que a posição da falta se desloca em direção ao terminal remoto. 4.2.3 - Efeito da resistência de falta Os testes realizados até aqui consideraram uma resistência de falta nula. Foram realizados testes com resistência de falta de 30Ω e 10Ω, vistos na Tabela 5, para a configuração da Figura 2. Em ambos as situações houve um aumento nas margens de erro, chegando a extremos de 8 % em alguns casos. No entanto, estas margens ainda são aceitáveis e não invalidam o algoritmo. As porcentagens de erro mantiveram-se em um limite de 2,5 % para a grande maioria dos testes. Mesmo para testes com resistências mais altas, de 100 a 150 Ω, o algoritmo produziu um resultado satisfatório. Tabela 4 - Efeito do tipo de falta (T-terra, A,B,C-fases envolvidas na falta, Rf=0Ω) Distância Real (km) Dist. Estim.-km (%erro) Faixa de Busca-km Tipo de Falta 05 4.83 (0.08) 0.17 AT 05 5.87 (0.44) 0.87 ABC 20 20.60 (0.30) 0.60 BT 20 19.11 (0.44) 0.89 AB 40 40.93 (0.47) 0.93 CT 40 40.86 (0.43) 0.86 BCT 85 85.52 (0.26) 0.52 ABT 85 84.61 (0.20) 0.39 BC 99 99.31 (0.16) 0.31 BCT 99 99.12 (0.06) 0.12 AT 135 134.90 (0.05) 0.10 ACT 135 134.63 (0.18) 0.37 BT 160 159.17 (0.41) 0.83 BC 160 159.06 (0.47) 0.94 CT 180 178.81 (0.59) 1.19 AC 180 180.88 (0.44) 0.88 AB Tabela 5 - Efeito de resistências de falta de 30 e de 10 Ω RF ohms Dist. Real km Dist.Estim.-km (%erro) Faixa de Busca- km Tipo de Falta 30 Ω 20 15.38 (2.31) 4.62 AT 30 Ω 65 56.53 (4.23) 8.47 BC 30 Ω 115 117.97 (1.48) 2.97 CT 30 Ω 160 176.11 (8.06) 16.11 ABC 10 Ω 20 18.02 (0.99) 1.98 AT 10 Ω 65 62.23 (1.38) 2.77 BC 10 Ω 115 114.39 (0.31) 0.61 CT 10 Ω 160 164.89 (2.44) 4.89 ABC 4.2.4 - Efeito da capacidade da fonte A Tabela 6 mostra estimações também para diferentes valores de capacidade da fonte local (50, 10 e 5 GVA). Como no caso do algoritmo anterior, a precisão do método não é afetada pela variação deste parâmetro.
- 116. Tabela 6 Efeitoda variação da capacidade da fonte S (Rf=0 Ω) Capacidade Fonte S- GVA Dist. Real km Dist.Estim.-km (%erro) Faixa de Busca- km Tipo de Falta 50 05 4.84 (0.08) 0.16 AT 10 05 4.88 (0.06) 0.12 AT 5 05 4.36 (0.32) 0.64 AT 50 99 101.82 (1.4) 2.82 ABC 10 99 97.89 (0.55) 1.11 ABC 5 99 95.9 (1.53) 3.07 ABC 50 195 194.7 (0.15) 0.3 ACT 10 195 194.25 (0.4) 0.75 ACT 5 195 194.12 (0.4) 0.88 ACT 4.2.5 - Efeito da taxa amostral utilizada Novamente testes foram realizados para as taxas amostrais de 1kHz e 2kHz. Nestes casos também foram mantidas as margens de precisão se comparadas ao desempenho utilizando a taxa amostral de 4 kHz. 4.2.6 - Efeito do comprimento da linha de transmissão Foram simulados casos para a linha da Figura 2 com comprimento de 100 e 400 km, como no caso do algoritmo utilizando dados de um terminal. De uma forma geral, este método também é insensível aos comprimentos de linha de transmissão testados. 5 - CONCLUSÃO A correta estimação da localização de faltas nas linhas de transmissão é importante para auxiliar na rápida restauração do sistema e análise de faltas, resultando na melhoria da qualidade na continuidade da potência fornecida. O artigo em questão apresenta um estudo comparativo de dois métodos distintos de localização de faltas, tendo como diferenciação a procedência dos dados: de apenas um terminal e de ambos os terminais da linha de transmissão. No que diz respeito ao método implementado que utiliza dados de apenas um dos terminais da linha, efeito das diferentes localizações, tipos de faltas, resistências de faltas, capacidade das fontes e taxa amostral utilizada foram testados. Nos testes realizados considerando-se faltas sólidas, observou-se que as estimações mais precisas foram encontradas para faltas entre o terminal local e o meio da linha, com erros ao redor de 2.5%. No entanto, foi também observado que para testes com a existência de resistências de faltas (10 a 30 Ω), o algoritmo perde esta precisão, culminando em desempenho altamente comprometido para resistências de faltas mais elevadas (100 a 150 Ω). A maior vantagem associada a este método é que canais de comunicação não são necessários. O método que utiliza informação de ambos os terminais da linha foi testado para as mesmas situações descritas anteriormente. As porcentagens de erro mantiveram-se em um limite de 2.5% para a grande maioria dos testes, mesmo considerando-se resistências de faltas mais elevadas (100 a 150 Ω). Diferentemente do algoritmo anterior, este não apresenta piores resultados a medida que a posição da falta se desloca em direção ao terminal remoto. Estas situações atestam a superioridade de tal método. Assim, quando canais de comunicação estão disponíveis, métodos de localização de faltas em linhas utilizando dados de ambos terminais devem ser utilizados. Estes métodos não necessitam comunicações de alta velocidade e podem ser implementados através de modem. Deve ainda ser ressaltado que as técnicas utilizando dados de ambos os terminais apresentam uma melhor estimativa da localização de falta, sem qualquer suposição ou informação concernente a rede externa, tais como impedância das fontes. AGRADECIMENTOS Os autores gostariam de agradecer o apoio financeiro prestado pelo CNPq (Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico) para o desenvolvimento deste projeto. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS AGGARWAL, R.K.; COURY, D.V.; JOHNS, A.T.; KALAM,A (1993) ”A Practical Approach to Accurate Fault Location on Extra High Voltage Teed Feeders”.- IEEE Transactions on Power Delivery,Vol. 8,N° 3,Julho. COOK, V.(1986) “Fundamental Aspects of Fault Location Algorithms Used in Distance Protection”, Proceedings IEE, 133, Part C,No 6, Setembro, pp359-368. COURY, D.V., AGGARWAL,R.K.(1991) “A New Algorithm for Fault Classification and Fault Location on Three Terminal Lines”, The 26th Universities Power Engineering Conference, Brighton Polythecnic, Brighton, UK. COURY,D.V.(1992) “A Practical Approach to Accurate Fault Location on EHV Teed Feeders” PhD Thesis University of Bath, UK. ERIKSON, L. SAHA,M.M., ROCKEFELLER,G.D (1985) ”An Accurate Fault Locator with Compensation for Apparent Reactance in the Fault Resistance Resulting from Remote End Infeed” IEEE Trans. on Power Apparatus and Systems, Vol 104, No 1, pp424-436. GIRGIS, A.A.; HART, D.G.; PETERSON, W.L.(1992)”A New Fault Location Technique for Two- and Three- Terminal Lines” - IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 7, N° 1. JEAYASURYA, B.; RAHMAN, M.A (1989) ” Accurate Fault Location of Transmission Lines Using Microprocessors”, IEE Fourth International
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- 118. 1 A COMPLETE SCHEMEFOR FAULT DETECTION, CLASSIFICATION AND LOCATION IN TRANSMISSION LINES USING NEURAL NETWORKS M Oleskovicz1 D V Coury1 R K Aggarwal2 1 University of São Paulo, Brazil 2 University of Bath, United Kingdom INTRODUCTION Protective relaying aims to safeguard expensive equipment such as generators, transformers, cables, and also to maintain the system integrity that is necessary for a continuous and economical supply of electric power. If a fault occurs, it should be isolated as quickly as possible to preserve the stability of the rest of the system. Protective relays for transmission lines normally use voltage and current input signals in order to detect, classify and locate faults in a protected line. In the case of a disturbance, the relay will send a trip signal to a circuit breaker in order to disconnect the faulted line. In an interconnected system, the rest of the network can then continue working normally or at least under close to normal conditions. With the recent advances of Artificial Neural Network (ANNs) techniques, different architectures have been suggested in the literature to solve problems related to power systems. Neural networks are useful for power system applications because they can be trained with off-line data. An overview of the application of ANNs to power systems can be found in reference (1). Concerning the application in the protection field, some pattern recognition approaches to fault identification should be mentioned such as (2) and (3). Moreover, references (4)-(6) show some approaches concerning fault classification using ANNs. In (7), an ANN approach to distance protection is also proposed. It was shown that this scheme improves the protection system selectivity, adapting to the actual power system condition. This work presents an Artificial Neural Network (ANN) approach to simulate a complete scheme for distance protection of a transmission line. In order to perform this simulation, the distance protection task was subdivided into different neural network modules for fault detection, fault classification as well as fault location in different protection zones. A complete integration amongst these different modules is then essential for the correct behaviour of the proposed technique. The three-phase voltages and currents sampled at 1 kHz, in pre and post-fault conditions, were utilised as inputs for the proposed scheme. The Alternative Transients Program (ATP) (8) software was used to generate data for a 400 kV transmission line in a faulted condition. The NeuralWorks software (9) was used to set up the ANN topology, train it and obtain the weights as an output. The Neuralworks software provides a flexible environment for research and the application of techniques involving ANNs. Moreover, the supervised Backpropagation algorithm was utilised during the training process. GLOBAL VIEW OF THE SCHEME With digital technology being ever increasingly adopted in power substations, more particularly in the protection field, distance relays have experienced some improvements related to efficient filtering methods as well as a shorter decision time (10). The trip/no trip decision has been improved compared to electromechanical/solid state relays. However, the relay characteristics in most of the cases remain fixed. Considering a global scheme for transmission line protection, it is necessary, as mentioned, to detect the fault situation. Following that, fault classification and the fault location (zone 1, 2 or 3) should be indicated. As highlighted, this work proposes an alternative method utilising ANN to perform such tasks. The reach for protection zones 1, 2 and 3 are set 95%, 130% e 150% of the protected transmission line, respectively. As different operation conditions were used in the training process, an adaptive behaviour was attributed to the relay concerning fault location in the protection zones. In order to evaluate the applicability of the proposed scheme, a simulation of the transmission line in a faulted condition was set up. This work makes use of a digital simulator of faulted EHV (Extra High Voltage) transmission lines known as ATP, as mentioned earlier. It should be mentioned that although the technique described is based on Computer Aided Design (CAD), practical considerations such as the Capacitor Voltage Transformer (CVT), anti-aliasing filters (Cut Frequency 300 Hz) and quantisation (assuming a 12-bit ADC) on system fault data were also included in the simulation. The data obtained was very close to that found in practice. The technique also considers the physical arrangement of the conductors, the characteristics of the conductors, mutual coupling and the effect of earth return path. Perfect line transposition was assumed. The 440 kV transmission line used to train and test the proposed ANNs is shown in Figure 1. This study takes
- 119. 150 Km 100Km80 Km D FE G 1.050o 10 GVA 0.95-10o 9,5 GVA TL1 TL2 TL3 ~ ~ TL = 440 kV Relay Figure 1: Power system analysed into account phase to earth faults, phase to phase faults, phase-phase to earth and three phase faults. Voltage and current post-fault values, measured at bus E and sampled at 1 kHz, were utilised as data inputs. The data set was composed by various fault situations considering different fault locations, fault resistances and fault inception angles. It should be pointed out that for the training process approximately 333, 138 and 1,000 (for each type of fault) different fault cases was utilised for detection, classification and location schemes respectively. The NeuralWorks software was used to set up the ANNs topologies, train them and obtain the appropriate weights. The data used by the neural networks learning algorithms were divided into two parts: one used for training (called the total training set), and another one used for tests (test set). In the experiments carried out in this work, the total training set is further subdivided into training and a validation set. The size of the training and validation sets are 80% and 20% from the total training set, respectively. Concerning the training/validation data set, the fault conditions utilized in the ANN scheme were in a random fashion. The training and test sets were used by the ANN modules through data windows. Four samples of the three phase voltages and currents from bus E were utilised as inputs. In the data windows, when a new sample becomes available, the oldest value is discarded and the new sample value is included. Several different topologies for the MLP (Multi Layer Perceptron) neural networks were tried for all modules described. The supervised algorithm known as Norm- Cum-Delta Learning Rule (9) was used. It is a variation of the cumulative Back-Propagation learning rule, which is immune to changes in the epoch length. As an alternative to the sigmoid transfer function, the hyperbolic tangent transfer function was utilised in this work. During the training process, different learning rate values, situated between 0.01 to 0.4 were used in the hidden and output layers. The same occurred with Momentum (0,001 - 0,2 interval). After training, the ANN architectures were converted to a C code and a complete algorithm was developed. In the proposed algorithm, all modules were connected in a sequential form as show in Figure 2. The process starts with the fault detection module (24 nodes in the input layer, 9 units in the hidden layer and one output layer with 2 units - architecture ANN1 24-9-2, Table 1). This module should recognise between the fault situation (reverse or forward) and a normal network situation. The ANN 1 expected outputs (D1 and D2) are represented in Table 1. When a fault situation is detected (reverse or forward fault) the last voltage and current samples are transferred to the classification module (ANN2). LOCATION SCHEME ••• Last voltage and current samples used in the classification module CLASSIFICATION SCHEME C1 ANN2 C2 C3 C4 ••• Last voltage and current samples used in the detection module Phase-earth faults ANN3 L1 L2 L3 ••• No D1 D2 DETECTION SCHEME ANN1 ••• Voltage and current samples Fault detected? Yes START ANN6 L1 L2 L3 ••• ANN4 L1 L2 L3 ••• Phase-phase faults Three phase- faults ANN5 L1 L2 L3 ••• Phase-phase- earth-faults Figure 2: A complete scheme for fault detection, classification and location in transmission lines using neural networks According to Fig.2, ANN2 (architecture ANN2 24-16- 4) should classify the involved phases in a reverse or forward fault situation. The ANN2 distinguishes 10 types of faults as illustrated in Table 1. The ANN2 expected answers C1, C2, C3 and C4 are also pointed out in the table for the different types of faults. After the final decision concerning the classification module, the sampled data are directed to one of four artificial network architectures in the location module (ANN3 24-48-44-3, ANN4 24-44-40-3 , ANN5 24-44- 40-3 or ANN6 24-24-20-3). ANN3 will be responsible for phase – earth fault location (phase A or B or C to
- 120. 3 TABLE 1 –The ANNs expected answers DETECTION SCHEME CLASSIFICATION SCHEME ANN2 (24-16-4) LOCATION SCHEME Situation D1 D2 Fault situation C1 C2 C3 C4 Fault situation L1 L2 L3 Normal 0 0 A-E 1 0 0 1 Zone 1 1 0 0 Reverse fault 1 0 B-E 0 1 0 1 Zone 2 0 1 0 Forward fault 0 1 C-E 0 0 1 1 Zone 3 0 0 1 AB 1 1 0 0 AC 1 0 1 0 BC 0 1 1 0 AB-E 1 1 0 1 AC-E 1 0 1 1 BC-E 0 1 1 1 ANN1 (24-9-2) ABC 1 1 1 0 ANN3 (24-48-44-3) ANN4 (24-44-40-3) ANN5 (24-44-40-3) ANN6 (24-24-20-3) earth). ANN4 and ANN5 will be responsible for phase – phase, and phase – phase to earth fault location (fault phases AB, AC, BC, and fault phases AB or AC or BC to earth) respectively. The location of the three-phase fault will be performed by the ANN6. For the location modules, the outputs (L1, L2 and L3) are associated to protection zone 1, 2 or 3 as shown in Table 1. SOME RESULTS FOR THE PROPOSED SCHEME A test set was created to analyse the performance of the proposed algorithm. A total of 405 different cases for each type of fault was utilised in the test set. The test set was formed by the following variables: fault locations (km) - 88, 105, 115, 125, 135, 145, 155, 165, 175, 185, 195, 202, 208, 212, 218, 222, 223, 225, 238, 243, 248, 253, 258, 263, 268, 273, 278, 282, 288, 293, 298, 302, 308, 313, 318, and 320; fault resistances (Ω) - phase-earth: 30, 60, 90 and, phase-phase: 0.3, 0.6, and 0.9; fault inception angles (o ) - 20, 50, and 80. As in the training process, four samples for voltages and currents (pre and post-fault values) from bus E, sampled at 1 kHz, were utilised as inputs. In all the tests, the detection module was able to correctly recognise a normal condition as well as a fault condition (100% of correct answers). Table 2 presents the results observed concerning the performance of the complete scheme. It can be observed from the table the percentage of correct answers (C.A.) as well as the processing time for each module. It can be observed that the detection, classification and location modules presented a very high percentage of correct answers. Concerning the time spent by the process, it is estimated that the complete scheme (detection, classification and location) can operate in an average time of 13 ms after the fault occurrence. It should be pointed out that for all modules, 0-0.3 interval was considered as a network response equal to 0 (zero) and 0.7-1 interval as network response equal to 1 (one). The other values were considered as uncertain cases. It should also be mentioned that the detection network architecture chosen has a final outcome after repeating the output for two consecutive windows. The classification and location network architectures will confirm their outputs after repeating four consecutive windows. CONCLUSION The use of an ANN as an alternative method for fault detection, classification and location tasks for transmission line protection was investigated in this work. The approach uses voltage and current samples as inputs. This study took into account phase to earth faults, phase to phase faults, phase-phase to earth and three phases faults. The results obtained show that the global performance of the ANN architectures was highly satisfactory concerning precision and velocity of response for all modules described. Considering the tested cases for the detection module, the ANN outputs converged to the correct levels very quickly after up to 5 ms of the fault occurrence. This module also works as a direction discriminator recognising between reverse and forward faults on a transmission line. The classification module was able to discriminate correctly the phases involved in the fault in between 4 and 9ms after the fault occurrence. Finally, considering the three protection zones, the results clearly show that this approach leads to a reliable location of the faults considering all types of faults (with times between 8 to 15 ms after fault occurrence). It should be pointed out that the ANN relay estimated the expected response in approximately 98 % of the 4,050 patterns tested considering changes in the operational conditions of the system. The total number of errors observed corresponds to 2% and they are relative to incorrect responses that are situated in the ANNs transition zones. An extension of the relay primary protection zone to 95% of the line length was implemented, enhancing system security and improving the performance considering ordinary relays.
- 121. TABLE 2- Correctanswers and processing time for detection, classification and location modules Percentage (%) of Correct Answers (C.A.) and processing time for each module MODULE Proces. time Phase to earth faults Phase - phase faults Phase - phase to earth faults Three - phase faults C.A. 100 100 100 100 2 ms 71.94 75.97 82.14 84.44 3 ms 23.29 22.96 16.79 15.56 Detection 4050 patterns tested 4 -5 ms 4.77 1.07 1.07 - C.A. 99.92 100 99.26 98.52 4 ms 24.20 - - - 5 ms 37.94 4.36 6.18 - 6 ms 31.36 18.96 12.92 - 7 ms 5.60 17.53 31.28 30.37 8 ms 0.58 35.23 35.48 26.91 9 ms 0.24 13.33 10.54 24.70 Classification 4050 patterns tested 10-17 ms - 10.62 2.86 17.54 C.A. 94.65 94.00* 95.97 92.84 8 ms 0.61 - 0.31 - 9 ms 4.12 5.00 6.50 - 10 ms 14.10 11.00 15.53 5.03 11 ms 19.60 21.00 27.01 17.61 12 ms 21.13 21.00 23.46 21.07 13 ms 17.39 19.00 13.89 28.63 14 ms 12.34 10.00 5.02 13.59 15 ms 4.42 3.00 2.76 3.72 Location 3240 patterns tested 16-18 ms 0.94 4.00 1.49 3.19 * Preliminary results. Phase-phase fault location are still in tests It should also be noted that in all the tested cases, the average operation time of the global scheme is 13 ms after the fault occurrence. It should be remembered that this process involved training and testing different network configurations for the modules involved until satisfactory performance was achieved and this was a time consuming process. It must however be pointed out that this tool opens a new dimension in relay philosophy which should be widely investigated, allowing one to solve some of the various problems related to the distance protection of transmission lines. ACKNOWLEDGMENTS The authors wish to acknowledge the Department of Electrical Engineering - University of São Paulo and the Department of Electronic and Electrical Engineering – University of Bath for research facilities provided to conduct this research project as well as to FAPESP – Fundação de Amparo a Pesquisa do Estado de São Paulo for the financial support given. Our acknowledgements also extend to NeuralWare – Aspen Technology for facilities related to NeuralWorks software. REFERENCES 1. Dillon T S and Niebur D, 1996, “Neural networks applications in power systems”, CRL Publishing, London, England. 2. Al-Hasawi W M, Abbasy N H and Mansour M M, 1997, “Using fault induced transients and neural networks for T. L. ultra high-speed fault detection and classification”, IPST’97 - International Conference on Power Systems Transients, 412-417. 3. Su W B, Mao P L, Bo Z Q, Aggarwal R K and Johns A T, 1997, “A fault detection technique for compositive transmission circuits using artificial neural networks”, UPEC’97 - 32nd Universities Power Engineering Conference, 1, 291-294. 4. Kezunovic M and Rikato I, 1996, “Detect and Classify faults using neural nets”, IEEE Computer Applications in Power, 42-47. 5. Aggarwal R K, Xuan Q Y and Johns A T, 1997, “Fault classification for double-circuits using self- organisation mapping neural network”, UPEC’97 - 32nd Universities Power Engineering Conference, 2, 440- 443. 6. Keerthipala W W L, Wai C T and Huisheng W, 1997, “Neural network based classifier for power system protection”, Electric Power Systems Research, 42, 109- 114. 7. Coury D V and Oleskovicz M, 1998, “Multi-layer neural networks applied to distance relaying”, International Journal of Electrical Power and Energy Systems, Elsevier Science, 20 (8), 539-542. 8. “Alternative Transients Program Rule Book”, Leuven EMTP Center (LEC), 1987. 9. “NeuralWorks Professional II/PLUS” software - Version 5.23, NEURALWARE, a subsidiary of Aspen Technology, Inc., 1998. 10. Phadke, AG and Thorp J S, “Computer Relaying for Power Systems”, John Wiley and Sons, 1988.
- 122. IMPROVING THE PROTECTIONOF EHV TEED FEEDERS USING LOCAL AGENTS D V Coury1 J S Thorp2 K M Hopkinson2 K P Birman2 1 University of São Paulo, Brazil, 2 Cornell University, USA INTRODUCTION The protection of multi-terminal lines is not as simple as that of two-terminal lines. They usually experience additional problems caused by the intermediate infeed from the third terminal, an outfeed, different line lengths to the tee point, etc. The limitations of non- pilot distance relays for their protection have been acknowledged for decades. These limitations lead to the traditional distance relaying approach to experience severe underreach and overreach problems. The relay first zone reach may not even extend beyond the tee point in some underreach cases (1),(2). An approach based on adaptive relaying to face such a situation and some fundamental concepts concerning it was presented by Rockefeller (3). Horowitz et al (4) define adaptive relaying as a protection philosophy which permits and seeks to make adjustments to various protection functions in order to make them more attuned to prevailing power system conditions. An adaptive setting concept for two and three terminal lines, which can respond to changes in the network conditions, was proposed by Xia et al (5), (6). Stedall et al (7) also proposed an investigation into the use of adaptive setting techniques for improved distance back- up protection. This paper discusses the adaptation of the settings of distance relays for multi-terminal lines employing agents. Agents are software processes capable of searching for information in networks, interacting with pieces of equipment and performing tasks on behalf of their owners (relays). Moreover, they are autonomous and cooperative. Very few publications concerning the application of agents in the protection field have been reported in the literature. Tomita et al (8) proposed a cooperative protection system utilizing agents. Relay agents were constructed, and the cooperation of the main agents was simulated for primary, backup and adaptive protection. Results illustrating the improved performance of the adaptive method proposed compared to conventional fixed settings are presented in the following sections. AGENT TECHNOLOGY A software agent is a computer program that takes independent action based on events in the surrounding environment (Genesereth (9)). Under the control of some application that owns the agent, it is sent forth or placed at some site within a network where it takes local actions on behalf of its owners. Agents are dynamic entities. For example, an agent can exhibit dynamically changing behavior, receiving updated parameter settings from the owner or from other agents participating in the same application. An agent can also learn from the environment; the term “intelligent” is sometimes applied to such agents, particularly if the learning method involves artificial intelligence tools, or neural networks. Agents can be further subdivided based on their mobility. Mobile agents can literally travel from one location to another while maintaining their state and functionality. One imagines such an agent as moving through a network in search of certain data, or for locations having certain attributes. In contrast, local agents are placed by the owner and then remain in the same location throughout their computational lives. Both kinds of agents normally have the ability to communicate with one another making mobility a lesser benefit than it might appear at first glance. In the present paper, we consider the simplest kinds of agents: local, non-intelligent ones. Our work seeks to demonstrate advantages stemming from the rapid response time made possible by placing a computational task close to the point where an action or measurement is needed, and the simplicity of the power systems architecture afforded by the ability to send code to general purpose computing platforms. The basic idea is that by doing so, new control paradigms can be introduced and executed efficiently, without changing the basic computing architecture of the power systems network. The use of agents raises security considerations that go beyond those encountered in traditional software systems. Among the issues that need to be considered are the mechanism for installing agents and for communicating parameter updates to them, the means by which a computing platform or agent authenticates incoming messages, and the enforcement of agent resource restrictions, such as the use of scarce computational cycles or space in databases and file systems. Prior to deploying agents in mission-critical settings, one would need satisfying answers on all of these fronts. Preliminary work towards policies addressing these issues can be found in (10). THE PROPOSED COMMUNICATION STRUCTURE AND THE POWER SYSTEM STUDIED The communication structure (middleware) The computing infrastructure in which our agent community will operate is a subject of active speculation at the time of this writing. The existing power grid communication infrastructure is composed of a hodgepodge of equipment ranging from high-end
- 123. fiber optic cableswith large data bandwidth to crude systems with limited data transfer capabilities to nothing at all. Few utility communications lines are interconnected. However, this picture will change as utilities deploy ever more elaborate control mechanisms, demanding increasingly rich communication frameworks, steps that can easily be foreseen as part of the battle to improve operating efficiencies. The relay scheme proposed here has modest network resource requirements compared to what we believe will be available in the near future. It is expected that the need for greater communication will result in a Utility Intranet (UI) that would interconnect control areas and their dependent entities using a relatively high capacity network similar to the Internet but physically separate from it and dedicated to the power systems application. However, we caution that predictions of network bandwidth requirements and total network capacity can be deceptively reassuring. History has shown a tendency for networked applications to use all bandwidth made available to them. To evaluate the feasibility of employing agents and network communication in power-systems relay protection, we need to understand the reliability and latency requirements of the relays. By doing so, we can determine whether or not a proposed combination of network hardware and communication protocols can meet the protection system's needs. Relays play a critical role in power grid operations with low tolerance for failures. One can identify that situations in communication between agents used for relay control might need to take place in as little as 10 ms, a latency realm leaving little time to recover from data transmission failures. It is therefore critical to ask whether available technology can meet those requirements. In order to face some of the network limitations, communication protocols like Cornell's Spinglass have been developed by Birman et al (11). Spinglass allows the user to achieve high levels of reliability using protocols that probabilistically mask latency fluctuations and message loss. Spinglass could be optimized for use in power relaying and might form a powerful infrastructure for improved protection schemes. The three-ended system utilized In order to simulate the real system encountered in practice, this work makes use of a digital simulator of faulted transmission lines known as PSCAD/EMTDC (Electromagnetic Transients and Controls Simulation Engine) (12). It should be mentioned that although the technique described is based on Computer Aided Design (CAD), practical considerations such as the Capacitor Voltage Transformer (CVT), Current Transformer (CT) and anti-aliasing filters on system fault data were also included in the simulation. Figure 1 The three-ended system utilized for tests A 400 kV system with tee configuration is shown in Fig. 1. The different line lengths are presented in the figure, as well as the voltage levels at the busbars. This work focuses on line-to-ground faults, since most faults in power system transmission lines are of this type. The protection system associated with this configuration was simulated for conventional non-pilot protection as well as a portion of the agent based relaying approach proposed. Digital distance relays with three zone quadrilateral characteristics located at terminals 1, 2 and 3 were simulated. DFT (Discrete Fourier Transform) routines were utilized in order to filter the faulted waves. Circuit breakers were associated with the relays in order to isolate the line in case of an internal fault. AGENT RELAYS Fig.2 presents the agent mechanism for protection purposes. It can be initially divided into an adaptive pre-fault approach and a post-fault transfer trip action. The mechanism utilizes local agents at terminals 1, 2 and 3 communicating with each other. Adaptive Pre-fault Approach The main purpose of the proposed agent mechanism is to carry out the adaptation of the settings of distance relays for multi-terminal lines in order to ensure correct performance over a wide variety of operation conditions. Initially, local agents for terminals 1, 2 and 3 can be defined as: Operation Agent: This is a local agent, which monitors the operating condition at a terminal. The following parameters related to the system condition must be obtained from on-line measurements and/or calculations: 0.9 /_-8o 100 km 30km 80km ~ 1.0 /_0o 1.0 /_ -5o 100km ~ ~ Terminal 1 Terminal 2 Terminal 3 400 kV
- 124. • Pre-fault busbarvoltages • Power transfer angles • Source impedances Breaker Status Agent: This local agent monitors changes in the system topology based on circuit breaker status. The two local agents, shown in Fig.2, must communicate with the Coordination Agent, as defined in item 3. Coordination Agent: The coordination agent collects information, makes decision, and disseminates information to the other two Coordination agents. The Coordination Agent at each terminal can then choose the correct relay characteristic, based on the information received. We propose that a group of settings be calculated off- line, and that these parameters be renewed from time to time as the system condition changes beyond a certain limit, based on the Coordination Agent information. Then, when a fault occurs the relay will operate close to its ideal characteristic. First Zone Transfer Trip This action takes place after the fault occurrence. In order to decrease the clearance time, when a fault is detected in the first zone of any of the relays located at the three terminals, a trip signal is sent through the communication network to the other two ends. A First Zone Local Agent coordinates the first zone transfer trip. Figure 2 Agent mechanism in one terminal for protection purpose RESULTS OBTAINED UTILIZING AGENT TECHNOLOGY Adaptive Pre-fault Approach Results Distance relaying techniques have attracted considerable attention for the protection of transmission lines. The principle of this technique measures the impedance at a fundamental frequency between the relay location and the fault point, thus determining if a fault is internal or external to a protection zone. The relationship between voltage and current is used for this purpose. This relationship is disturbed when there is infeed or outfeed. As mentioned earlier, this can make the relay experience severe underreach or overreach problems, especially considering non-pilot protection schemes for three terminal lines. Another situation that has to be taken into account is when the tap is not working for some reason. The setting of distance relays must reflect all the situations described earlier. Fig. 3(a) shows the typical non-pilot distance protection with the first zone for a three terminal line at the condition represented in Fig. 1. As shown in the figure, only approximately 20 from 210 km obtained instantaneous trip from the three ends of the lines in the case of an internal fault. Fig. 3(b) illustrates the improvement that can be found with the adaptive scheme utilizing Agents that is proposed in this work. The instantaneous trip area increased to approximately 67 km (more than three times the non-pilot condition) for the same situation. As mentioned before, the proposed adaptive scheme can alter settings to ensure better performance over a wide variety of operation conditions. Clearance Time In order to highlight the efficiency of the proposed scheme, this section presents a figure comparing the clearance time for the conventional non-pilot protection as well as for the proposed scheme utilizing Agents. Fig. 4 presents the clearance time for the three-ended line shown in Fig. 1. Line-to-ground faults are applied to different locations on leg 1-T, considering different fault inception angles and fault resistance of 10 ohms. The figure shows the average clearance time considering legs 1, 2 and 3 for the non-pilot protection as well as the proposed scheme considering three different traffic conditions. A considerable decrease in clearance time considering the proposed scheme can be observed. It should be noted that an opening time of approximately three cycles for the circuit breaker utilized was considered. It isolates the fault by interrupting the current at or near a current zero. A coordination delay for zone two of the order of 0.3 s was also utilized. COORDINATION AGENT First Zone Agent Breaker Status Agent Operati- on Agent -INTERFACE WITH THE POWER SYSTEM- Connection to the other two terminals data request
- 125. CONCLUSION An application ofagents acting within a communication structure to adaptive relay settings for multi-terminal lines was presented in this paper. Results illustrating the performance of the new method proposed compared to conventional fixed settings were shown. The new approach based on agents was divided in an adaptive pre-fault approach and a post-fault transfer trip action. In order to test the proposed scheme, a digital simulation of a faulted transmission line was performed utilizing the PSCAD/EMTDC software. The protection system associated with this configuration was also simulated both for conventional non-pilot protection as well as for the Agent based relaying. (a) Non-pilot protection (b)Agent Technology proposed – Adaptive pre-fault scheme Figure 3 Distance relaying of a three ended transmission line Figure 4 Average clearance time for the three legs considering non-pilot protection and the scheme proposed The results showed that the new approach would alter adaptive settings to ensure correct performance over a wide variety of operation conditions, which is an improvement compared to fixed settings for the relays. Moreover, a considerable decrease in clearance time compared to conventional non-pilot protection was observed. It should then be emphasized that the new approach is not only a solution for a well-known problem, but also a very attractive alternative to improve the performance of protection systems. ACKNOWLEDGMENTS The authors acknowledge the research support by subcontract No. 35352-6085 with Cornell University under WO 8333-04 from the Electric Power Institute and the U.S. Army Research Office. Our acknowledgments also extend to DARPA/RADC grant F30602-99-1-6532 as well as FAPESP (Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo -Brazil). REFERENCES (1) Horowitz S H and Phadke AG, 1996 “Power System Relaying”, John Wiley and Sons. (2) IEEE Working Group, 1979, “Protection Aspects of Multi-terminal Lines”, IEEE Special Publication, 79 TH0056-2-PWR. (3) Rockefeller G D, Wagner C L, Linders J R, Hicks K L and Rizy D T, 1988 “Adaptive Transmission Relaying Concepts for Improved Performance”, IEEE Trans. on Power Delivery, 3 (4), 1446-58. (4) Horowitz S H, Phadke A G and Thorp J S, 1988 “Adaptive Transmission System Relaying”, IEEE Trans. on Power Delivery, 3 (4), 1436-45. (5) Xia Y Q , Li K K and David A K , 1994 “Adaptive Relay Setting for Stand Alone Digital Distance Protection”, IEEE Trans. on Power Delivery, 9(1), 480- 91. (6) Xia Y Q, David A K and Li K K, 1994 “High- Resistance Faults on a Multi-Terminal Line: Analysis, Simulated Studies and an Adaptive Distance Relaying Scheme”, IEEE Trans. on Power Delivery, 9 (1), 492- 500. (7) Stedall B, Moore P, Johns A, Goody J and Burt M, 1996 “An Investigation into the use of Adaptive Setting Techniques for Improved Distance Back-up Protection”, IEEE Trans. on Power Delivery, 11 (2), 757- 62. (8) Tomita Y, Fukui C, Kudo H, Koda J, Yabe K, 1998 “A Cooperative Protection System with an Agent Terminal 2 ~ Terminal 1 Terminal 3 T ~ 20km Terminal 2 ~ Terminal 1 Terminal 3 T ~ 67 km Average clearance time on the three legs 0 0,1 0,2 0,3 0,4 1 2 3 TL leg (msec) nonpilot traffic1 traffic2 traffic3
- 126. Model”, IEEE Trans.on Power Delivery, 13 (4), 1060- 66. (9) Genesereth M and Ketchpel S, 1994 "Software Agents", Communications of the ACM, 37(7), 48-52, 147. (10) Schneider F, 1997 "Towards Fault-tolerant and Secure Agentry", 111th International Workshop on Distributed Algorithms, 1320, September 1-14. (11) Birman K, Hayden M, Ozkasap O, Xiao Z, Budiu M and Minsky Y, 1999 "Bimodal Multicast", ACM Trans. on Computer Systems, 17(2). (12) PSCAD/EMTDC Manual, 1998 Getting Started, Manitoba HVDC Center