Coordenação de Proteções de Redes de Alta Tensão com Geração Renovável

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1 Coordenação de Proteções de Redes de Alta Tensão com Geração Renovável Gonçalo Nuno Lopes Belchior Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Júri Presidente: Professor Doutor Eng.º Paulo Branco Orientador: Professor Doutor Eng.º José Luís Pinto de Sá Vogais: Professor Doutor Eng.º José Ferreira de Jesus Mestre Eng.º Miguel Louro Dezembro 2011

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3 Dedicatória Ao meu mestre e amigo, pessoa sábia, alegre, bondosa, pessoa que me fazia querer parar o tempo e aproveitar cada momento na sua presença, cada conversa no quintal, cada passeio no terreno, pessoa que me ensinou a escutar, a ver, a pensar. Foi um dos pilares da minha vida, do qual tenho um enorme orgulho, e estou certo que também ele tem orgulho em mim, e ficaria honrado em me ver formado como engenheiro. Infelizmente durante o meu percurso académico, e com grande pesar meu, deixou de estar presente, e é com uma enorme saudade e uma imensa vontade de honrar o seu nome que lhe dedico este trabalho. Em memória do meu avô Manuel Ferreira Lopes. I

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5 Agradecimentos A realização desta dissertação finda uma importante etapa, cheia de emoções e repleta de momentos marcados por pessoas dentro e fora do Instituto Superior Técnico. Gostaria aqui de agradecer a todos aqueles que de alguma forma se cruzaram no meu caminho e me levaram a traçar este rumo do qual muito aprendi e me fez crescer não só ao nível intelectual mas humano. Espero, sinceramente, que com o fim desta etapa as amizades perdurem para a próxima e em muitas outras etapas da minha vida. Em primeiro lugar agradeço ao meu orientador o Professor Doutor José Luís Pinto Sá pelo sentido crítico e pela sua preciosa ajuda que me encaminharam na direção certa. À EDP Distribuição pela disponibilização dos dados de uma porção da sua rede de Alta Tensão, com os quais foi possível o desenvolvimento deste trabalho. Ao meu pai pelo seu enorme coração e companheirismo, à minha mãe pela racionalidade e afeto, ao meu irmão, confidente e amigo, aos três estou imensamente grato pelo incondicional apoio e presença nos momentos bons e nos momentos difíceis. À minha avó, pessoa que me surpreende e fascina todos os dias com a sua energia, com a sua maneira de ser, e que sempre me incentivou ao longo do meu curso. Aos meus tios pelo conhecimento e pela ajuda que me deram. Aos que me acompanharam ao longo da vida académica, partilhando alegrias e superando dificuldades, que mais que colegas são meus amigos, a todos eles agradeço, dos quais gostaria de destacar e fazer um agradecimento especial ao Rui Parreira, André Jorge e Alexandre Lopes. III

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7 Resumo A coordenação de proteções é um problema estratégico para as empresas do sector da energia elétrica, afetando muitos aspetos do transporte, da fiabilidade e da exploração. Esta coordenação, dependente da topologia da rede, das características e dos critérios das proteções, conduz à necessidade de desenvolver soluções analíticas e sistemáticas que abrangem sistemas de grande dimensão. O objetivo desta tese é a proposta de um conjunto de métodos e o desenvolvimento de scripts e macros, nomeadamente, recorrendo ao auxílio do programa Computer-Aided Protection Engineering (CAPE), que permitam, de forma autónoma e automática, analisar o comportamento, face a um curtocircuito, de todas as proteções de distância existentes numa rede de Alta Tensão, identificando os perfis de geração mais influentes para cada proteção, ou seja, os que contribuem com uma maior variação nos infeeds por ela vistos. Foram desenvolvidas macros para identificar e modelar a geração presente na rede que efetivamente contribui para um dado curto-circuito. Foram modeladas a geração proveniente da Muito Alta Tensão e a produção eólica consoante a topologia da rede e o defeito em causa de modo a cumprir as imposições da legislação portuguesa. Os escalões de cada proteção foram coordenados probabilisticamente, empregando uma metodologia desenvolvida nos anos 90 para redes de Transmissão e aplicada à rede portuguesa, tendo em conta os erros de medida intrínsecos da proteção e os perfis de geração mais influentes obtidos após as modelações. A principal inovação do presente trabalho consiste na articulação automatizada de algoritmos programados em MATLAB com macros programadas em CAPE. Palavras-chave: Coordenação de Proteções, Proteção de Distância, Rede de Alta Tensão, Produção Eólica, Computer-Aided Protection Engineering, Automação, Otimização. V

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9 Abstract The protective relay coordination is a strategic issue for electricity companies which affects the transportation, operation and reliability of the system. Since this coordination varies with the network topology and with the characteristics and criteria of the relays, there is a need to develop systematic and analytical solutions to cover large scale systems. The main goal of this thesis is to propose a set of methods and to develop scripts and macros, in particular, using the "Computer-Aided Protection Engineering", to, autonomously and automatically, study the distance relay behavior when a fault is simulated in the network. All the distance relays in the High Voltage Network are analyzed in this short-circuit study and the most important generation profiles, with greater infeed variation, for each distance relay, are identified. Macros were developed to identify and model the generation in the network that effectively contributes to a fault. Very High Voltage generation was modeled and also the wind generation for each network topology and simulated fault, fulfilling the imposed limitations of the Portuguese legislation. The zones of each distance relay are probabilistically coordinated, using a methodology developed in the nineties for transmission networks and applied to the Portuguese Transmission grid, bearing in mind the inherent measurement errors and the most influent generation profiles obtained after modeling. The main innovation of this work consists in the automated joint of algorithms programmed in MATLAB with macros programmed in CAPE. Keywords: Protective Relay Coordination, Distance Relays, High Voltage Network, Wind Generation, Computer-Aided Protection Engineering, Automation, Optimization. VII

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11 Índice 1. Introdução Objetivos da Tese Organização da Dissertação Enquadramento A Rede Elétrica Nacional A Produção em Regime Especial e Ordinário A Produção Eólica A Proteção de Distância Utilização da Proteção de Distância na Rede de Alta Tensão Regulação Clássica das Proteções de Distância Influência dos Infeeds Abordagens de Coordenação das Proteções de Distância Software utilizado O CAPE O MATLAB Modelação da Produção Eólica Modelo do Parque Eólico Regulamento da Produção Eólica Algoritmo Iterativo Aplicado aos Parques Eólicos Rede de Alta Tensão no CAPE Perfis de Geração Equivalentes da Geração presente na Rede Proteções de Distância no CAPE Principais alterações no CAPE para aplicação das Macros Abordagem Probabilística Organização dos Programas Fases de Execução dos Programas Funcionalidades Programas Desenvolvidos em MATLAB Programa Principal Programa Gerador do Ficheiro de Execução de Macros IX

12 Programa de Regulação de Proteções de Distância Macros Desenvolvidas no CAPE Macro Geradora de Matriz de Combinações Macro Geradora do Equivalente dos Parques Eólicos Macro Principal Macro de Escrita de Ficheiros Macro para Atualização dos Escalões das Proteções Resultados Resultados da Modelação da Produção Eólica Resultados da Coordenação de Proteções Conclusões e Trabalhos Futuros Conclusão Trabalhos Futuros Referências Bibliográficas Anexo A: Macro atualizaprotec.mac Anexo B: Macro geracaorede.mac Anexo C: Script principal.m X

13 Lista de tabelas Tabela 3.1: Dados do equivalente de cada parque eólico da rede em estudo Tabela 4.1: Valores máximos e mínimos de correntes de defeito trifásico Tabela 4.2: Geração presente na rede AT Tabela 4.3: Parâmetros do modelo SEL da Schweitzer Tabela 5.1: Scripts desenvolvidos em MATLAB Tabela 5.2: MACROS desenvolvidas no CAPE Tabela 5.3: Linha da Matriz Zescalao Tabela 5.4: Matriz Zescalao Tabela 5.5: Primeira linha da Matriz Zescalao com a regulação do 3º escalão Tabela 6.1: Ciclos do Algoritmo de Modelação da Produção Eólica Tabela 6.2: Excerto dos dados do CAPE para a parte 3 da rede Tabela 6.3: Matriz Zescalao para a parte 3 da rede Tabela 6.4: Excerto dos dados do CAPE para a parte 4 da rede Tabela 6.5: Excerto da matriz Zescalao para a parte 4 da rede Tabela 6.6: Excerto dos dados do CAPE para a parte 7 da rede Tabela 6.7: Excerto da matriz Zescalao para a parte 7 da rede Tabela 6.8: Excerto dos dados do CAPE para a parte 10 da rede Tabela 6.9: Excerto da matriz Zescalao para a parte 10 da rede XI

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15 Lista de figuras Figura 2.1: Paradigma antigo da rede elétrica Figura 2.2: Paradigma atual da rede elétrica Figura 2.3: Evolução das produções líquidas e do consumo - RESP. [7]... 7 Figura 2.4: Exemplo de uma rede com infeeds Figura 2.5: Diagrama de impedâncias: a) Considerando todos os infeeds (I 1 e I 2 ) b) Sem um dos infeeds (I 1 ) Figura 2.6: Diagrama de impedâncias: a) Não considerando infeeds b) Com um dos infeeds (I 2 ) Figura 3.1: Esquema representativo da máquina de indução de rotor em gaiola. [14] Figura 3.2: Esquema representativo da máquina de indução duplamente alimentada. [14] Figura 3.3: Esquema representativo da máquina assíncrona de velocidade variável. [14] Figura 3.4: Esquema típico de um parque eólico Figura 3.5: Esquema equivalente: a) dos parques eólicos previamente na rede em estudo b) obtido para cada parque eólico Figura 3.6: Curva tensão-tempo da capacidade exigida aos parques para suportarem cavas de tensão Figura 3.7: Curva de fornecimento de reativa pelos parques eólicos durante cavas de tensão Figura 3.8: Fluxograma do algoritmo para determinação dos equivalentes do gerador dos parques.. 25 Figura 3.9: Esquema monofásico equivalente para os centros electroprodutores Figura 4.1: Rede de AT utilizada no CAPE Figura 4.2: Porção da rede com a subestação SUBGMAT1 com a geração representativa da MAT.. 30 Figura 4.3: Evolução da disponibilidade (%). [7] Figura 4.4: Incentivo ao aumento de disponibilidade. [19] Figura 4.5: Taxa combinada de disponibilidade. [19] Figura 4.6: Esquema monofásico equivalente para os centros electroprodutores Figura 4.7: Esquema monofásico equivalente da geração proveniente da MAT Figura 4.8: Característica Mho com a regulação do 1ºescalão da proteção Figura 4.9: Representação das ligações definidas pelo CAPE para os TI s e TT s Figura 5.1: Esquema representativo das fases de execução dos programas Figura 5.2: Ficheiro perfiscape.txt Figura 5.3: Ficheiro SAIDACAPE.txt Figura 5.4: Ficheiro PERFISGERACAO.txt Figura 5.5: Distribuição Normal para o 1º escalão Figura 5.6: Probabilidade Acumulada de atuação da proteção em 1º escalão XIII

16 Figura 5.7: Probabilidade Acumulada de não atuação da proteção em 1º escalão Figura 5.8: Impedância vista pela proteção para curto-circuito no final da menor linha vizinha tendo em conta os infeeds Figura 5.9: Impedância vista pela proteção para curto-circuito a 10%, 50% e 100% da menor linha vizinha tendo em conta os infeeds Figura 5.10: Impedância vista pela proteção para curto-circuito a 10%, 50% e 100% da menor linha vizinha tendo em conta os infeeds e os erros de medida Figura 5.11: Probabilidades acumuladas de 2º escalão da proteção secundária e 1º escalão da primária Figura 5.12: Coordenação do 2º escalão da proteção com o 1º da proteção a jusante Figura 5.13: Impedância vista pela proteção para curto-circuito no final da maior linha vizinha tendo em conta os infeeds e os erros de medida de 4º escalão Figura 5.14: Regulação do 4º escalão para a proteção em estudo Figura 5.15: Probabilidades acumuladas de 3º escalão da proteção secundária e 2º escalão da primária Figura 5.16: Coordenação do 3º escalão da proteção com o 2º da proteção a jusante Figura 5.17: Ficheiro comparaprotec.txt Figura 5.18: Ficheiro ZescCAPE.txt Figura 5.19: Variação da impedância vista pela proteção para diferentes perfis de geração a) Exemplo de uma proteção regulada no CAPE sem ter em conta os infeeds b) Esquema representativo das correntes que influenciam a impedância vista pela proteção Figura 6.1: Parte 3 da rede de AT utilizada no CAPE Figura 6.2: Parte 4 da rede de AT utilizada no CAPE Figura 6.3: Parte 7 da rede de AT utilizada no CAPE Figura 6.4: Parte 10 da rede de AT utilizada no CAPE XIV

17 Lista de símbolos AT BT CAPE CUPL EDP ERSE Infeeds LZOP MAT MIDA MIRG MSVV MT PRE PRO REE REN RND RNT SEE SIR SQL TI TT Alta Tensão Baixa Tensão Computer-Aided Protection Engineering Cape User s Programming Language Energias de Portugal Entidade Reguladora do Sector Energético Injeções Intermédias de Corrente Zonas Locais de Proteção Muito Alta Tensão Máquina de Indução Duplamente Alimentada Máquina de Indução de Rotor em Gaiola Máquina Síncrona de Velocidade Variável Média Tensão Produção em Regime Especial Produção em Regime Ordinário Redes de Energia Elétrica Redes Energéticas Nacionais Rede Nacional de Distribuição Rede Nacional de Transporte Sistema de Energia Elétrica System Impedance Ratio Structured Query Language Transformador de Corrente Transformador de Tensão XV

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19 1. Introdução Ser Engenheiro Eletrotécnico e poder ter um papel ativo no projeto e desenvolvimento do monumental sistema de energia elétrico com todos os seus elementos de maior ou menor complexidade, não é só, e por si só gratificante, incute um forte sentido de responsabilidade e de seriedade e é uma forma aliciante de fazer parte de algo que está em continua evolução e é de uma enormidade e vulnerabilidade extraordinárias. Ora é de grande importância todo o sistema, e por isso, têm sido estudadas ao longo dos tempos maneiras de aperfeiçoar o seu funcionamento, nomeadamente através da coordenação ótima das proteções nele existentes, como apresentado nas teses do Eng.º João Afonso [1] e do Eng.º Reis Rodrigues [2] orientadas pelo Prof. Pinto de Sá, ao nível da rede de Muito Alta Tensão (MAT). A rede de AT que outrora havia sido meramente radial, tem sofrido grandes alterações na sua topologia com a chegada da geração distribuída, nomeadamente, com a introdução significativa de parques eólicos. Esta variação na topologia da rede e as novas imposições por parte da legislação portuguesa aos parques eólicos obriga a repensar métodos e pressupostos outrora definidos. A corrente tese visa, portanto, a rede de Alta Tensão (AT) e como otimizar o seu funcionamento e o funcionamento dos seus elementos, coordenando de forma mais convenientemente possível as proteções que a constituem. Devido à sua importância, nesta rede, o estudo de coordenação é feito para as proteções de distância. Os programas utilizados, para o efeito, muitas vezes não permitem a análise pretendida, limitando-a a conceitos pré-definidos e pouco adequados. Por isso é necessária a combinação de várias valências de cada programa, viabilizando, assim, um casamento perfeito de métodos e conceitos que permita otimizar e automatizar estratégias de coordenação Objetivos da Tese O objetivo desta tese é a proposta de um conjunto de métodos e o desenvolvimento de scripts em MATLAB e macros recorrendo ao auxílio do programa Computer-Aided Protection Engineering (CAPE), que permitam, de forma autónoma e automática, analisar o comportamento, face a um curtocircuito, de todas as proteções de distância existentes numa rede de Alta Tensão, identificando os perfis de geração mais influentes para cada proteção, ou seja, os que contribuem com uma maior variação nos infeeds por ela vistos. Os perfis de geração são constituídos por toda a geração presente na rede de AT, geração eólica, geração térmica e hídrica e geração representativa da MAT. No entanto, a rede disponibilizada, está 1

20 Capítulo 1: Introdução dividida em dez partes, e portanto, pretende-se desenvolver uma estratégia que com o auxílio de macros permita identificar a geração presente em cada porção da rede e que efetivamente contribua para o curto-circuito simulado. Para a simulação dos diferentes perfis pretende-se desenvolver macros que permitam modelar cada geração da maneira mais adequada, ao seu comportamento na rede, aquando de um defeito. Sendo assim, pretende-se criar macros que modelem a geração proveniente da Muito Alta Tensão para dois perfis de correntes, mínimas e máximas de curto-circuito, e que simulem a abertura das centrais térmicas e hídricas quando a tensão nos seus barramentos do lado da rede é inferior a 0.85 pu. É criada ainda outra macro para modelar a produção eólica consoante a topologia da rede e o defeito em causa de modo a cumprir as imposições da legislação portuguesa. Para regular os escalões das proteções de distância pretende-se utilizar uma coordenação probabilística, empregando uma metodologia desenvolvida nos anos 90 para redes de Transmissão e aplicada à rede portuguesa, tendo em conta os erros de medida intrínsecos da proteção e os perfis de geração mais influentes obtidos após as modelações. Pretende-se, assim, articular de forma automatizada algoritmos programados em MATLAB com macros programadas no CAPE, com o intuito de obter a coordenação ótima de todas as proteções de distância da rede Organização da Dissertação A presente dissertação está dividida em sete capítulos. No Capítulo 1 é feita uma breve descrição dos objetivos da tese e a organização da dissertação. No Capítulo 2 é feito o enquadramento deste trabalho, tendo em conta o tipo de rede e o tipo de proteção em estudo. Descreveu-se as abordagens comummente utilizadas na coordenação deste tipo de proteções para a rede de AT e propôs-se justificadamente a abordagem probabilística estudada e desenvolvida nesta tese, e o software utilizado. No Capítulo 3 fez-se referência ao modo como se abordou a produção eólica, como se obtiveram e analisaram os equivalentes dos parques eólicos e como foi aplicado um algoritmo para modelar o seu comportamento, imposto pelo regulamento, aquando de um defeito na rede. São descritas, no Capítulo 4, as principais considerações tomadas nesta tese em relação à rede de AT estudada, nomeadamente, quanto ao tipo de produção presente neste tipo de redes. Neste capítulo estão mencionados todos os ajustes realizados para a aplicação das macros no CAPE à rede disponibilizada pela EDP. Ao longo do Capítulo 5 foi feita a descrição dos programas concebidos e do seu funcionamento. A forma como os programas são executados, como obtém os dados e fazem o seu tratamento é abordada ao pormenor neste capítulo. 2

21 Capítulo 1: Introdução A análise dos resultados obtidos é explicada no Capítulo 6. No Capítulo 7 é feito um resumo e uma conclusão ao trabalho realizado, sendo, ainda, abordados possíveis trabalhos futuros como forma de poder tirar partido do estudo realizado nesta tese. 3

22 4 Capítulo 1: Introdução

23 2. Enquadramento 2.1. A Rede Elétrica Nacional A rede elétrica nacional é constituída pela Rede Nacional de Transporte (RNT) que corresponde à rede de Muito Alta Tensão (MAT) 400, 220 e 150 kv cuja concessão foi concedida pelo estado à Redes Energéticas Nacionais (REN), e, pela Rede Nacional de Distribuição (RND), rede de Baixa Tensão (BT), Média Tensão (MT) e Alta Tensão (AT), concessionada pela Energias de Portugal Distribuição (EDP Distribuição). [3] As redes de distribuição possibilitam o escoamento da energia elétrica que aflui dos centros electroprodutores e das interligações às subestações da RNT para as instalações consumidoras. As redes de distribuição são constituídas por linhas aéreas e por cabos subterrâneos, de alta tensão (60 kv), de média tensão, fundamentalmente 30 kv, 15 kv e 10 kv, e de baixa tensão (400/230 V). Estas redes englobam ainda redes de pequena dimensão a 132 kv, na zona norte do país, e a 6 kv, na zona sul. Além das referidas linhas e cabos, as redes de distribuição são constituídas por subestações, postos seccionadores, postos de transformação e equipamentos acessórios ligados à sua exploração. Fazem ainda parte destas redes as instalações de iluminação pública e as ligações a instalações consumidoras e a centros electroprodutores. As redes de transporte e distribuição de energia elétrica existentes foram inicialmente arquitetadas e concebidas para estabelecer a ligação de centrais de grande dimensão, muitas vezes em locais afastados, aos centros de consumo. Rede de Transporte 3-36 kv 400kV 400kV Rede de AT 60kV Central Eléctrica Transformador Subestação MAT/AT 0,4kV Rede de MT 10, 15, 30 kv Cliente Residencial Posto de Transformação Cliente Industrial Subestação AT/MT Figura 2.1: Paradigma antigo da rede elétrica. 5

24 Capítulo 2: Enquadramento No entanto, as redes de distribuição, à semelhança da rede de transporte, vão evoluindo ao longo do tempo, sendo necessário o seu reforço e modernização, designadamente no que respeita à capacidade de satisfação dos consumos com os necessários níveis de qualidade e minimizando as perdas nas redes. De igual modo, as redes devem adaptar-se à evolução geográfica dos consumos e dos novos centros electroprodutores, nomeadamente produtores em regime especial, assegurando a sua ligação à rede com características técnicas adequadas. Central Elétrica Transformador Subestação MAT/AT Parque Eólico Cliente/Produtor Microgeração Posto de Transformação Cliente Industrial Subestação AT/MT Figura 2.2: Paradigma atual da rede elétrica. Da integração desta nova geração dita descentralizada, resulta um Sistema de Energia Elétrica (SEE) em que o trânsito de energia é bidirecional em oposição aos SEEs tradicionais em que fluía num único sentido, dos grandes produtores para os consumidores [4]. Esta alteração no paradigma da rede de energia elétrica (figura 2.2) obriga a repensar métodos, pressupostos e estratégias de proteção e controlo. Apesar do propósito deste tipo de geração ser a de aumentar a capacidade de satisfação dos consumos, tirando partido dos recursos disponíveis localmente, e, se possível, reduzir perdas, existem impactos na qualidade de energia e no sistema de proteções que não podem ser desprezados [5]. As alterações na topologia da rede afetam o funcionamento das proteções outrora reguladas e coordenadas para um sistema radial, sendo necessário repensar a sua coordenação A Produção em Regime Especial e Ordinário Em Portugal não existem recursos conhecidos de petróleo ou de gás natural e os recursos disponíveis de carvão estão praticamente extintos. Assim, o país viu-se confrontado com a necessidade de desenvolver formas alternativas de produção de energia, nomeadamente, promovendo e incentivando a utilização dos recursos energéticos endógenos [6]. A produção no Sistema Elétrico Nacional é constituída pela Produção em Regime Ordinário (PRO), cuja produção de eletricidade é baseada em fontes não renováveis (centrais termoelétricas 6

25 Capítulo 2: Enquadramento clássicas, gás natural, carvão, gasóleo) e em grandes centros electroprodutores hídricos, e pela Produção em Regime Especial (PRE), que engloba centrais de cogeração, de biomassa e a produção elétrica a partir de fontes de energia renováveis (parques eólicos, fotovoltaicos e mini-hídricas). [7] Figura 2.3: Evolução das produções líquidas e do consumo - RESP. [7] Como se pode observar pela figura anterior a PRE (a rosa), embora constitua uma parcela reduzida, registou um aumento significativo ao longo dos últimos anos. No entanto, a sua contribuição para a satisfação dos consumos ainda é pequena tendo em conta a PRO (figura 2.3). Isto deve-se ao facto da PRE não ser despachável, ou seja, tem capacidade reduzida de adaptar a sua produção às variações do consumo. Como o padrão de consumo de energia elétrica é altamente variável no tempo, é necessário que o sistema possua fontes de energia controláveis (maioritariamente PRO), capazes de promover o encontro entre a geração e o consumo. [7] A Produção Eólica Atualmente assiste-se a um acentuado desenvolvimento da energia eólica em Portugal, cujas principais causas são indicadas nos seguintes tópicos [6]: A restruturação do sector elétrico, iniciada em 1995 e reforçada em 2006, estabelecendo o aprofundamento da liberalização e a promoção da concorrência nos mercados energéticos, com o consequente fim da situação de monopólio efetivo detido pela EDP. A publicação de legislação específica com o fim claro de promover o desenvolvimento das energias renováveis, designadamente através da agilização de procedimentos administrativos com o objetivo de melhorar a gestão da capacidade de receção e a introdução de tarifários de venda de energia de origem renovável à rede pública, baseados numa remuneração muito atrativa, diferenciada por tecnologia e regime de exploração. A aprovação das Diretivas das Renováveis, cuja aplicação em Portugal levou o Governo a definir metas ainda mais ambiciosas para a penetração das energias renováveis, designadamente a energia eólica, com a previsão de ter 5100 MW instalados em

26 Capítulo 2: Enquadramento A geração eólica faz parte da geração distribuída presente no Sistema Elétrico Nacional, e portanto, tem influência na variação da qualidade da energia da rede, no entanto, com o regulamento em vigor os parques eólicos passam, aquando da ocorrência de defeitos, a ter de realizar suporte de reativa de modo a que a tensão da rede se mantenha. Portanto, esta obrigação imposta pelo regulamento aos proprietários dos parques é um assunto de algum interesse, numa perspetiva de avaliar o impacto global do seu funcionamento na rede e consequentemente a sua influência nas proteções nela contidas. Para se proceder ao estudo da geração eólica, são utilizados normalmente modelos que possam representar de forma coerente o comportamento de um parque eólico em exploração e/ou em defeito. No presente trabalho é proposta a aplicação de um modelo criado tendo por base os dados previamente disponibilizados pela EDP, e a aplicação de um método iterativo para representar o funcionamento do parque eólico em condições de defeito de modo a que este possa cumprir o que está no regulamento português A Proteção de Distância O sistema de proteção tem como função detetar a ocorrência de perturbações no Sistema de Energia Elétrico (SEE) que ponham em causa a integridade deste, e, atuar de forma a eliminar a avaria repondo o sistema de operação semelhante ao existente antes do defeito. São definidos três requisitos de difícil compatibilidade para este sistema: Sensibilidade: tem de ser capaz de detetar as anomalias mesmo que estas pareçam não existir (curto-circuitos fortemente resistivos); Seletividade: detetando o defeito deve comandar os dispositivos estritamente necessários à eliminação do mesmo; Rapidez: deve isolar rapidamente a perturbação do resto do SEE, de modo a minimizar o desgaste dos materiais ou oscilações prejudiciais em grandezas que se querem estáveis. É no compromisso e no constante equilíbrio dos requisitos mencionados que se decide os critérios de coordenação adequados aos diferentes cenários de exploração. A coordenação de sistemas de proteção é, portanto, um problema estratégico para as empresas elétricas, afetando muitos aspetos do transporte, fiabilidade e exploração. Esta coordenação dependente da topologia da rede, das características e dos critérios das proteções, conduz à necessidade de desenvolver soluções analíticas e sistemáticas que abrangem sistemas de grande dimensão. O problema da coordenação ótima das proteções não é trivial quando a rede é malhada e apresenta variações, por vezes bruscas, na sua topologia. Estas variações devem-se em grande parte ao cenário de geração bastante variável dos diversos recursos nacionais, traduzindo-se num aumento de complexidade dos critérios a adotar. 8

27 Capítulo 2: Enquadramento A proteção de Redes de Energia Elétrica (REE), especialmente em níveis de tensão muito elevados, é feita primordialmente por funções de proteção de distância, uma vez que este tipo de proteções é adequado a REE com topologia fortemente malhada e onde o tempo de eliminação de defeitos deve ser bastante reduzido. Esta é a topologia típica da rede de MAT. [8] Já as redes de MT e BT são radiais, com uma topologia simples e com exigências não tão rigorosas relativamente aos tempos de eliminação de curto-circuitos, dependem essencialmente do esforço térmico admissível pelos equipamentos, por isso utilizam-se proteções de máxima intensidade [8]. Na rede AT a situação é um pouco diferente Utilização da Proteção de Distância na Rede de Alta Tensão A rede de AT tem uma topologia mais complexa relativamente às referidas no último parágrafo, podendo-se encontrar zonas em que existam, efetivamente, malhas ou linhas em anel, assim como, possui uma forte interligação de diversos centros electroprodutores. Para este tipo de topologia a proteção de máxima intensidade, simples ou direcional, é incapaz de fornecer uma operação seletiva e rápida, por isso, é utilizado outro critério para a determinação da existência e localização de defeitos, que é o da medida da impedância, recorrendo a proteções de distância tal como na rede de MAT. [8] Portanto, a função distância constitui a função de proteção principal de linhas de AT, pois a sua característica de tempo-distância permite obter um funcionamento rápido e seletivo na deteção de defeitos entre fases e fase-terra. Para além disso, a proteção de distância funciona como reserva a proteções em zonas mais remotas da rede. Este tipo de proteção é mais preciso e mais discriminativo do que a proteção de máxima intensidade porque usa mais informação, combinando a medida da corrente e da tensão e obtendo, assim, a impedância vista pela proteção do local onde está instalada até ao defeito (impedância aparente de defeito) [8]. No entanto, apesar das referidas vantagens em relação às proteções de máxima intensidade, as proteções de distância apresentam algumas imprecisões quando ocorrem curto-circuitos muito resistivos. Estes defeitos são provocados normalmente por incêndios na proximidade das linhas. Esta função pode possuir quatro ou cinco escalões de medida direcionais com característica Mho ou poligonal e regulação independente dos alcances de cada escalão. A cada um destes escalões estará associada uma temporização de disparo independente. Normalmente são usados apenas três dos escalões, sendo o 4º escalão apenas utilizado em casos estritamente necessários, ou seja, quando o 3º escalão não garante a proteção de todas as linhas vizinhas. A característica operacional varia consoante o modelo e o fabricante. No entanto, para as modernas proteções digitais, são utilizadas características poligonais, com um alcance pronunciado no eixo real com a finalidade de tornar a proteção sensível a defeitos resistivos. As novas tecnologias digitais permitem, portanto, a construção de características operacionais que se adaptam a diferentes situa- 9

28 Capítulo 2: Enquadramento ções. Outro exemplo é a possível limitação dos escalões mais longos de modo a que não se estendam, no ângulo de carga máxima, para além do limite a partir do qual a proteção dispararia intempestivamente devido a sobrecargas nas linhas. Independentemente da característica é sempre possível caracterizar o alcance de um escalão de distância por uma impedância operacional Regulação Clássica das Proteções de Distância Os vários escalões podem ser definidos e regulados do seguinte modo [8]: 1º Escalão: O 1º escalão (de atuação instantânea) tem como objetivo proteger o maior comprimento possível de linha, garantido que nunca ocorre atuação com um defeito para lá do termo da linha, noutra linha adjacente. Para este escalão a impedância operacional da proteção é dada pela seguinte expressão: ( ) (2.1) Impedância directa da linha Erros de sobre alcance Para defeitos entre fases: Precisão do relé: 5% Erro do TT: 3% Precisão de cálculo dos parâmetros das linhas: 3% +Margem de segurança: 4% Total: (2.2) Para defeitos fase-terra: A imprecisão do valor de Zh resulta da variação da resistividade do solo com as condições climatéricas e que se vai refletir num erro no circuito de compensação. A imprecisão de Zh é dada por: (2.3) Considerando que impedância varia 15% com os limites de resistividade ( ) e que a relação, então: Assim: (2.4) 10

29 Capítulo 2: Enquadramento Precisão do relé: 5% Erro do TT: 3% Precisão de cálculo dos parâmetros das linhas: 3% Margem de segurança: 4% +Imprecisão do valor de Zh: 10% Total: (2.5) É dado um maior desconto devido ao erro introduzido na consideração da impedância homopolar da linha. 2º Escalão: O 2º escalão tem de garantir a proteção da linha, ou seja, qualquer defeito na linha tem ser abrangido pela sua zona operacional. De modo a que não ocorra subalcance o 2º escalão tem de se sobrepor com zonas de 1º escalão de linhas adjacentes, no entanto não deve haver sobreposição com zonas de atuação de 2º escalão de linhas adjacentes. Para este escalão a impedância operacional da proteção é dada pela seguinte expressão: ( ) (2.6) Precisão do relé: 5% Erro do TI: 5% Precisão de cálculo dos parâmetros das linhas: 3% +Margem de segurança: 7% Total: (2.7) No caso do curto-circuito no ponto limite dos 85% das linhas vizinhas tem de se verificar para cada uma das linhas: [ ( )] ( ) (2.8) [ ( )] (2.9) Caso isto não se verifique a proteção de distância não estará bem regulada para o 2º escalão. 3º Escalão: O 3º escalão tem como objetivo garantir proteção de reserva de todas as linhas vizinhas. É a maior das linhas vizinhas que tem de ser protegida e não a própria linha. Não deve haver sobreposi- 11

30 Capítulo 2: Enquadramento ção com os outros 3ºs escalões em linhas vizinhas. A impedância operacional da proteção é dada pela seguinte expressão: ( ) ( ( ) ( )) (2.10) Para se considerar que o 3º escalão está bem regulado tem de se verificar: ( ) (2.11) 4º Escalão: O 4º escalão é o escalão de arranque responsável pela máxima sensibilidade à impedância aparente de defeito da proteção, autorizando os outros escalões a atuarem caso o defeito se encontre dentro da sua área operacional (supervisionando-os). É este que ordena aos temporizadores o início da sua função. A impedância operacional da proteção é: (2.12) Este escalão cobre alguma impedância à retaguarda protegendo também o barramento a montante. O CAPE permite que se faça a coordenação sistemática das proteções de distância, utilizando o escalão de arranque destas como um escalão efetivo (4º escalão). Como as temporizações dos escalões são determinadas pelos temporizadores internos supervisionados pelo elemento de arranque, o tempo inerente desses escalões advém do tempo inerente do escalão supervisor. Assim, definiu-se os tempos operacionais para cada escalão: 1º Escalão 1ciclo 2º Escalão 15 ciclos 3º Escalão 50 ciclos 4º Escalão 75 ciclos Os tempos de 2º, 3º e 4º escalões devem ter em conta o tempo de abertura dos disjuntores, a tolerância relacionada com as imprecisões temporais da proteção e os atrasos correspondentes aos escalões mais baixos. 12

31 Capítulo 2: Enquadramento Influência dos Infeeds A coordenação dos pares de proteções depende da regulação dos valores dos escalões e da topologia da rede aquando da ocorrência do curto-circuito. Para a coordenação ideal, os valores de regulação dos escalões ajustavam-se à topologia da rede na situação de curto-circuito, contudo, na prática, estas regulações são fixadas durante a instalação da proteção para a topologia da rede presente nesse momento. No ponto anterior, da regulação clássica dos vários escalões, fez-se referência a infeeds. No entanto, a sua consideração é motivo de discussão. Infeeds são injeções intermédias de corrente que resultam de haver, entre o ponto onde ocorreu um determinado defeito e a proteção em questão, linhas que afluem de outras partes da rede transmitindo correntes que a proteção não vê mas que contribuem para o defeito. A proteção deteta, assim, uma impedância aparente maior do que na realidade acontece. Na figura seguinte é apresentado um exemplo de uma rede em que a impedância vista pelas proteções é influenciada por infeeds. Figura 2.4: Exemplo de uma rede com infeeds. A impedância vista pela proteção A, neste caso,é: ( ) (2.13) Se se considerar o efeito amplificador dos infeeds na regulação dos escalões, no caso de ocorrer um defeito numa das linhas vizinhas para além da zona operacional do 1º escalão da proteção dessa linha e um ou mais infeeds estiverem cortados (devido a manutenção das linhas), haverá sobre alcance da proteção, que provocará um disparo simultâneo com o 2º escalão da proteção da linha defeituosa, retirando inadvertidamente de serviço um elemento da rede. Ocorre uma falha de seletividade. Esta situação pode ser observada na figura seguinte, analisando os diagramas de impedâncias da proteção A. Na figura 2.5 a) é apresentada a regulação dos 2ºs escalões da proteção A e D, e a regulação do 1º escalão da proteção D. Não ocorre falha de seletividade porque o 2º escalão de A foi regulado, tendo em conta todos os infeeds, de modo a não ultrapassar o 1º escalão de D. Quando um dos infeeds é retirado, a proteção A passa a ver o defeito em 2º escalão, atuando tanto a A como a D nesse escalão, ocorrendo falha de seletividade (figura 2.5 b)). 13

32 Capítulo 2: Enquadramento Falha de Seletividade! a) b) Figura 2.5: Diagrama de impedâncias: a) Considerando todos os infeeds (I 1 e I 2 ). b) Sem um dos infeeds (I 1 ). Se não se considerarem os infeeds na regulação dos escalões temporizados, na eventualidade de ocorrer um defeito numa linha cuja proteção local esteja fora de serviço, se existirem infeeds a impedância aparente é ampliada ocorrendo um subalcance, ficando a proteção insensível ao defeito e por isso não atuando. Ocorre uma falha de sensibilidade que pode dar origem a uma falha de seletividade se houver permanência do defeito levando a atuação de proteções mais lentas. Esta situação de falha de sensibilidade é ilustrada na figura abaixo para outro exemplo de regulação do 2º escalão da proteção A. Falha de Sensibilidade! a) b) Figura 2.6: Diagrama de impedâncias: a) Não considerando infeeds. b) Com um dos infeeds (I 2 ). A prática estabelecida na literatura para a regulação é a de um compromisso entre a sensibilidade e a seletividade, não considerando apenas um dos infeeds, o que proporciona a maior corrente injetada no barramento intermédio. Este critério pressupõe que quanto muito estará uma linha fora de serviço. No entanto, a variação dos infeeds não é só influenciada por linhas que eventualmente possam estar desligadas, e que possam mudar a topologia da rede, mas também é depen- 14

33 Capítulo 2: Enquadramento dente do perfil de geração no instante em que ocorre o curto-circuito. Este perfil de geração na rede de AT depende de geração proveniente das centrais hidrelétricas, termoelétricas, parques eólicos e ainda da geração proveniente da MAT, responsável, em grande parte das situações, pelos infeeds mais elevados Abordagens de Coordenação das Proteções de Distância A evolução tecnológica dos equipamentos que constituem as proteções aumenta a fiabilidade do Sistema de Proteção, mas não resolve os problemas inerentes ao desempenho do conjunto das proteções, ou seja, da sua coordenação. A não consideração de infeeds na coordenação das proteções, pressupõe que a rede é estável e o perfil de geração pouco variável, o que não é o caso da rede de AT. No entanto, este critério podia ser utilizado para a RNT de 400kV pois normalmente estão todas as linhas em serviço, ou quanto muito está uma linha fora de serviço, e, as centrais ligadas a este nível de tensão são em grande parte térmicas estando, quase permanentemente, todos os grupos ligados. [9] Para a rede de AT, com geração bastante variável, os infeeds têm de ser considerados por isso e por indicação do orientador desta tese propõe-se a aplicação de uma abordagem probabilística. A formulação conceptual desta abordagem já tinha sido idealizada pelo orientador desta tese e aplicada pelo Eng.º João Afonso às proteções de distância da rede de transporte [1], [10], [11]. O que se pretende aqui é transpor alguns dos conceitos para a rede de distribuição. Agora tendo em conta não só a influência das centrais hídricas mas, e principalmente, a produção eólica que cada vez mais tem um peso maior na rede. A aplicação de uma coordenação probabilística das proteções só é possível tirando partido do poder de cálculo dos computadores atuais e dos programas de engenharia especialmente dedicados à coordenação de proteções, como é o caso do CAPE. Esta abordagem probabilística que se pretende aplicar engloba a introdução de contingências com relevo para atuação das proteções, variando perfis de geração que se consideram mais influentes, possibilitando uma análise mais adequada do comportamento das proteções nas diferentes situações, e, engloba a influência dinâmica dos erros intervenientes na medida das proteções no processo de coordenação, permitindo a sua otimização face à resposta real das proteções Software utilizado O CAPE O estudo de Coordenação de Proteções é atualmente facilitado pelo uso de poderosas ferramentas de software especialmente dedicadas a este tipo de estudos de engenharia. Por indicação do orientador desta tese e porque é de facto o software mais indicado utilizou-se o Computer-Aided Protection Engineering (CAPE) da Electrocon. 15

34 Capítulo 2: Enquadramento O CAPE é uma ferramenta versátil e intuitiva, partindo de uma completa base de dados é possível fazer o estudo e cálculo de diversos tipos de curto-circuitos, para as topologias da rede pretendidas, permite adicionar e regular proteções, e, verificar a sua coordenação. Para além da análise dos curto-circuitos e do comportamento das proteções de uma dada rede, esta ferramenta permite ainda realizar estudos de trânsito de energia e de estabilidade transitória. Cada uma destas funcionalidades está definida em diferentes módulos do CAPE sendo o módulo de curto-circuitos o mais importante para o estudo pretendido. No entanto, o conhecimento do funcionamento da base de dados é fulcral tendo em conta a necessidade de realizar alterações na rede, adquirir dados essenciais ao estudo e modificar valores de parâmetros pelo acesso direto à base de dados através da interface gráfica IBConsole, do software de gestão de base de dados InterBase, utilizando a linguagem Structured Query Language (SQL). O mais importante e a vantagem do CAPE é a possibilidade de se utilizarem macros, através de uma linguagem própria Cape User s Programming Language (CUPL), facilitando assim os cálculos que se querem sistemáticos, podendo automatizar e tornar o funcionamento do programa independente, sem a necessidade de um acompanhamento constante do utilizador. Esta vantagem é preponderante no caso de se pretender um estudo global, realizando uma elevada quantidade de cálculos e executando de forma repetitiva determinados comandos. Como se pretende com esta tese analisar, regular e obter a coordenação de todas as proteções existentes numa rede, a utilização das macros e a aquisição de conhecimentos de linguagem CUPL é imprescindível e essencial O MATLAB Devido às limitações da linguagem CUPL, recorre-se ao software MATLAB para proceder à coordenação dos vários escalões das proteções, aplicando o método probabilístico após o tratamento dos dados previamente obtidos do CAPE. Tira-se, assim, partido desta poderosa ferramenta de cálculo numérico, interativa e de alto desempenho, fundamental para realizar os cálculos complexos subjacentes à abordagem probabilística em estudo. 16

35 3. Modelação da Produção Eólica A produção eólica tem vindo a aumentar de forma substancial nos últimos tempos. É importante, portanto, conhecer o impacto provocado pela presença deste tipo de geração nas redes e, consequentemente, entender a sua influência na coordenação das proteções existentes. Para tal, no presente estudo, procedeu-se à modelação dos parques eólicos tento em conta as considerações que se apresentam no ponto 3.1. Com todos os parques eólicos de uma rede modelados, aplicou-se um algoritmo de forma a poder simular o seu comportamento aquando da ocorrência de curto-circuitos, para diferentes perfis de geração e contingências da rede. Este comportamento do parque representa as condições que o proprietário do parque tem de garantir, para que sejam cumpridas as indicações presentes no regulamento [12] Modelo do Parque Eólico A geração eólica pode ser representada por um equivalente, que simule um agregado coerente de toda a produção eólica na área de influência da respetiva subestação [12]. Para cada parque esta produção eólica normalmente varia entre 5% (mínimo) e 90% (máximo) da sua potência nominal. No entanto, uma vez que se obtêm infeeds mais elevados se se considerar o parque a funcionar à potência nominal, optou-se, no presente trabalho, por simular a referida geração num de dois estados: ou se encontra desligada da rede não contribuindo com qualquer infeed ou ligada e a funcionar à potência nominal. Para o estudo em causa, esta consideração é suficiente visto que os infeeds resultantes são significativamente inferiores aos da restante geração, nomeadamente os provenientes da MAT. No planeamento da produção mínima necessária que assegure o abastecimento dos consumos, considera-se que a produção eólica não contribui com qualquer valor de potência [12], no entanto, para a regulação e coordenação das proteções da rede de distribuição ou de transporte, a geração eólica tem de ser tida em consideração, devido ao infeeds, que embora inferiores em comparação com os restantes, podem provocam falhas na coordenação das proteções, nomeadamente falhas de sensibilidade e possivelmente consequentes falhas de seletividade, se não forem contabilizados. O primeiro aspeto a ter em conta, para modelar um parque eólico é o gerador. Dos vários tipos de geradores eólicos existentes, os mais usuais são os que seguidamente se mencionam. Máquina de Indução de Rotor em Gaiola (MIRG ou SCIG na nomenclatura anglo-saxónica): Esta máquina é constituída por um sistema de conversão de energia eólica, que funciona a velocidade aproximadamente constante, equipado com um gerador de indução diretamente ligado a uma rede de frequência constante. [13] 17

36 Capítulo 3: Modelação da Produção Eólica Figura 3.1: Esquema representativo da máquina de indução de rotor em gaiola. [14] Não existem conversores de potência entre o gerador e a rede e, portanto, a corrente de defeito não é limitada, assim sendo, esta máquina pode ser modelada como um gerador síncrono sem limitação de corrente, contribuindo para o defeito apenas durante os primeiros ciclos, uma vez que a máquina só tem regime sub-transitório. Máquina de indução duplamente alimentada (MIDA ou DFIG): É constituída por sistemas conversores equipados com gerador de indução de rotor bobinado e escorregamento variável. Nesta montagem o estator é diretamente ligado à rede e o rotor ligado à rede através de um conversor AC/DC/AC e de um transformador elevador. O princípio de funcionamento desta máquina baseia-se na possibilidade de controlar a sua velocidade por variação da resistência do rotor. [15] Em condições de defeito, a eletrónica de potência limita a corrente de curto-circuito, e portanto, para se poder modelar esta máquina é necessário conhecer esse limite máximo de corrente. Este valor normalmente é fornecido pelo fabricante, no entanto, no caso de não se possuir qualquer informação, sugere-se, como representado na figura 3.2, limitar a corrente a 1,1 pu da corrente nominal do gerador. No caso de a máquina possuir um sistema de proteção do conversor (crowbar) contra as correntes de defeito elevadas no rotor, o modelo equivalente da máquina deixa de ser apenas uma fonte de corrente e passa a ser representado por uma fonte de tensão em série com a reactância sub-transitória. 18

37 Capítulo 3: Modelação da Produção Eólica Figura 3.2: Esquema representativo da máquina de indução duplamente alimentada. [14] Máquina Síncrona (ou Assíncrona) de Velocidade Variável (MSVV): Consiste num gerador síncrono ligado assincronamente à rede elétrica através de um conversor AC/DC/AC, isolando, assim, a frequência do rotor da frequência da rede e, por isso, possibilitando uma maior eficiência do sistema. Há fabricantes que utilizam geradores de indução (figura 3.3), mas pode ser mais vantajoso um gerador síncrono, com um número elevado de pares de pólos de modo a permitir ao gerador acompanhar a velocidade de rotação da turbina, evitando a utilização de uma caixa de velocidades. Esta vantagem é importante pois diminui as perdas e o ruído associados às baixas velocidades do vento. [13] Tal como a máquina anterior, o conversor de potência não é capaz de suportar a corrente de defeito e, por isso, a máquina de velocidade variável também pode ser modelada como um gerador síncrono com limite de corrente de defeito a 1,1 pu da corrente nominal do gerador. Analisando o documento do Instituto de Engenharia Mecânica e Gestão Industrial sobre os Parques Eólicos em Portugal (Dezembro de 2010) [16], verificou-se que a ENERCON é o fabricante com maior quota de mercado, cerca de 52,5% (aerogeradores ligados à rede + construção + adjudicados), sendo o modelo E-82, o modelo de gerador eólico mais utilizado deste fabricante, em cerca de 168 dos parques eólicos existentes em Portugal. Consultando o descritivo deste modelo [17], concluiu-se que o tipo de gerador utilizado é um gerador síncrono de velocidade variável, e, por isso, no corrente trabalho modelou-se, através do programa CAPE, todos os parques eólicos da rede em estudo com geradores deste tipo (MSVV). 19

38 Capítulo 3: Modelação da Produção Eólica Figura 3.3: Esquema representativo da máquina assíncrona de velocidade variável. [14] Um parque eólico pode conter algumas dezenas de geradores eólicos. Estes geradores estão ligados por um intricado sistema coletor ao barramento da subestação do parque eólico. Enquanto que a influência de um único gerador eólico pode ser pequena, o conjunto de todos os geradores do parque pode provocar um impacto significativo aquando da ocorrência de um defeito na rede. [18] No parque eólico, cada gerador está ligado a um transformador que eleva a tensão para um nível médio. Nesse nível os geradores eólicos estão interligados em cadeia por cabos até ao barramento da subestação do parque. Nesse barramento podem afluir vários ramais com agrupamentos de geradores. De acordo com esta descrição prévia, tipicamente, um parque eólico pode ser representado pelo esquema da figura 3.4. No entanto, para a rede em estudo os parques foram previamente dimensionados e representados de acordo com a figura 3.5 a). A principal diferença é a não modelação de qualquer cabo de interligação no parque, estando os transformadores dos geradores eólicos diretamente ligados ao barramento da subestação do parque. Portanto, para determinar o esquema equivalente do parque eólico, recorreu-se aos dados disponibilizados pela EDP na rede em estudo, partindo-se, assim, do equivalente da figura 3.5 a). Calculou-se a potência do gerador equivalente somando as potências de todos os geradores do parque, obteve-se a impedância do gerador equivalente fazendo o paralelo de todas as impedâncias dos geradores do parque e determinou-se a impedância do transformador equivalente fazendo o paralelo de todos os transformadores associados aos geradores eólicos ao qual se adicionou em série o transformador da subestação. 20

39 Capítulo 3: Modelação da Produção Eólica Rede Linha de interligação do Parque à Rede Transformador da Subestação 60kV Subestação do Parque Eólico Parque Eólico 20kV Neutro Artificial Bateria de Condensadores Cabos de interligação 0,4kV 20kV 0,4kV 20kV 20kV 0,4kV 0,4kV 20kV 0,4kV 20kV 20kV 0,4kV 0,4kV 20kV 0,4kV 20kV 20kV 0,4kV 0,4kV 20kV Figura 3.4: Esquema típico de um parque eólico. Partindo do raciocínio atrás mencionado obteve-se o modelo de cada parque eólico de acordo com o esquema apresentado na figura 3.5 b). Rede 60kV 0,4kV 60kV Z TS 20kV S N, Z G Z T Linha de interligação Rede 0,4kV Z T1 S N1, Z G1 Z T2... Z Tn 0,4kV S N2, Z G2 S Nn, Z Gn S N = S N1 +S N2 + S Nn Z G = Z G1 //Z G2 // //Z Gn Z T = Z T1 //Z T2 // //Z Tn +Z TS a) b) Figura 3.5: Esquema equivalente: a) dos parques eólicos previamente na rede em estudo. b) obtido para cada parque eólico. No caso dos geradores do parque e dos transformadores associados serem todos iguais as expressões apresentadas na figura 3.5 b) simplificam-se: S N = n S N1 Z G = Z G1 /n Z T = Z T1 /n + Z TS (3.1) 21

40 Capítulo 3: Modelação da Produção Eólica Partindo dos valores fornecidos pela EDP e utilizando as expressões em (3.1), foram obtidos os dados para os equivalentes de todos os parques e apresentados na tabela seguinte. As impedâncias equivalentes são apresentadas em pu para a potência de base de 100MVA e tensão de base igual à tensão nominal do gerador. Tabela 3.1: Dados do equivalente de cada parque eólico da rede em estudo. Nº do S N V N Fator de parque (MVA) (kv) potência Z G (pu) Z T (pu) 1 23,78 0,4 0,962 0,653+j2,062 0,153+j1, ,4 0,95 0,143+j0,341 0,154+j1, ,4 0,95 0,072+j0,171 0,096+j0, ,65 0,4 0,93 0,096+j0,448 0,062+j0, ,9 0,69 0,93 0,083+j0,198 0,123+j1, ,51 0,4 0,93 0,030+j0,071 0,062+j0, ,5 0,69 0,96 0,065+j0,154 0,120+j1, ,85 0,69 0,95 0,130+j0,310 0,059+j0, ,06 0,69 0,95 0,344+j0,819 0,102+j1, ,96 0,69 0,93 0,018+j0,042 0,045+j0, ,66 0,4 0,93 0,025+j0,059 0,042+j0, ,3 0,69 0,93 0,750+j1,786 0,268+j1, ,4 0,95 0,184+j0,439 0,224+j1,842 Embora no CAPE fosse possível limitar a corrente de defeito para 1,1 pu da corrente nominal do gerador síncrono, como forma de representar o limite imposto pela eletrónica de potência, para o estudo efetuado, essa limitação do valor de corrente injetada por cada parque é imposta pelo algoritmo apresentado no ponto 3.3, não houve necessidade, portanto, de regular este parâmetro no Editor de Base de Dados do CAPE para cada gerador. Esta limitação do valor da corrente poderia ser feita no CAPE, utilizando o referido editor, acedendo aos dados do gerador e no separador Current Limit, indicando o tipo de limite, neste caso: Limit maximum 3-phase current, e o valor 1,1 em pu Regulamento da Produção Eólica Com o desenvolvimento tecnológico encontram-se cada vez mais geradores eólicos capazes de regular a sua produção tanto em potência ativa como em potência reativa. Os mais recentes geradores eólicos caracterizam-se também pela sua imunidade a cavas de tensão, em caso de curtocircuitos próximos. Estes desenvolvimentos técnicos permitem explorar os parques eólicos tendo em conta as necessidades da rede eléctrica, nomeadamente a estabilização da tensão da rede principal. De acordo com as Condições técnicas de ligação, Capítulo 3, Anexo I da Portaria nº596/2010 de 30 de Junho [12], os produtores em regime especial ligados à RND, tanto nas horas CP (período com as horas de cheia e de ponta) como nas horas VS (período com as horas de vazio e de super vazio) não devem fornecer qualquer potência reativa ( ), no entanto, pode ser acordado com o operador da rede de distribuição a modificação destes limites de funcionamento. No mesmo regulamento [12] está estipulado que as instalações de produção eólica devem permanecer ligadas à rede durante cavas de tensão decorrentes de defeitos trifásicos, bifásicos ou 22

41 Capítulo 3: Modelação da Produção Eólica monofásicos sempre que a tensão, no enrolamento do lado da rede do transformador de interligação da instalação de produção eólica, esteja acima da curva apresentada na figura 3.6, não podendo consumir potência ativa ou reativa durante o defeito e na fase de recuperação da tensão. De acordo com a referida curva o parque eólico deve ter capacidade para suportar cavas de tensão (fault ride through capability - FRTC) até um valor de tensão de 0,2 pu. Abaixo do referido valor o parque é retirado da rede. Figura 3.6: Curva tensão-tempo da capacidade exigida aos parques para suportarem cavas de tensão. Durante as cavas de tensão, os parques eólicos devem fornecer corrente reativa, de acordo com a figura que se segue, proporcionando desta forma suporte para a tensão na rede. Figura 3.7: Curva de fornecimento de reativa pelos parques eólicos durante cavas de tensão. O cumprimento desta curva de produção mínima de corrente reativa, pelos parques eólicos, deve iniciar-se com um atraso máximo de 50 ms após a deteção da cava de tensão. Da figura 3.7 é possível obter as equações para a corrente reativa que um parque eólico deve injetar durante uma cava de tensão: 23

42 Capítulo 3: Modelação da Produção Eólica { (3.2) Para valores de tensão superiores a 0,9 pu, o parque não necessita de fornecer qualquer corrente reativa. Devido à elevada penetração da energia eólica em determinadas regiões, se os parques não tiverem capacidade para suportarem cavas de tensão, como sucedia antigamente, a perda significativa de geração eólica poderia conduzir a um colapso do sistema elétrico. 24

43 Capítulo 3: Modelação da Produção Eólica 3.3. Algoritmo Iterativo Aplicado aos Parques Eólicos Condição inicial: X G e R G pré-definidos para o equivalente de cada parque na simulação dos diferentes perfis de geração da rede. Atribuição destes valores a todos os geradores de cada parque. Atualização da base de dados. Nº do parque (NP) inicializado a 1. Atualiza base de dados da rede. Incrementa NP. NP 13? Não Sim Simulação do c.c. na rede. Guarda valor de Z G em antzg(np), calcula novo Z G que garanta o valor de Ireat e guarda em ZG(NP). u >0.9 Se a corrente foi limitada a 1,1pu, calcula Z G que garante essa corrente. Caso contrário atualiza Z G com os valores predefinidos para o parque NP. Não Verificação de cavas nas centrais térmicas ou hídricas, desligadas da rede se u < 0.85 pu. Verificação do perfil de geração ligado à rede. Determinação da impedância equivalente do gerador do parque NP e guarda o valor em ZG(NP).Determinação da tensão (u) e da corrente ativa (Iat) no barramento do parque NP do lado da rede. A corrente é limitada se for superior a 1.1pu: para 0.2 u 0.5: Iat= ; para 0.5< u 0.9: Iat= ( ). Variável i inicializada a 1. Ireat=-2.25 u Sim 0.5< u 0.9? Corre vector com as impedâncias do gerador de cada parque (ZG(i)) e o vector das impedâncias anteriores (antzg(i)). Guarda valor de Z G em antzg(np), calcula novo Z G que garanta Ireat=0.9 e guarda em ZG(NP). Não antzg(i) - ZG(i) <0.001 e ZG(i) 0 e antzg(i) 0? Sim veolica(i)=1. Não veolica(i)=0. Ireat=0.9. Sim 0.2 u 0.5? i 13? Sim Incrementa i. X G = e R G =0. Parque fora da rede. Sim Não u <0.2?? Não Conta nº de 1 s no vector veolica. Sim Nº de 1 s=13? Todos os valores convergiram. FIM Análise da tensão (u) no parque NP. Não Figura 3.8: Fluxograma do algoritmo para determinação dos equivalentes do gerador dos parques. 25

44 Capítulo 3: Modelação da Produção Eólica O fluxograma apresentado na página anterior representa o algoritmo utilizado para a determinação do equivalente do gerador de cada parque eólico. Uma vez que a rede que se pretende estudar contém um total de treze parques eólicos é utilizado um método iterativo que verifica as impedâncias equivalentes do gerador de todos os treze parques, alterando os respectivos valores de forma a garantir que o parque cumpra a curva da corrente reativa prevista no regulamento, para um curto-circuito simulado na rede em estudo, com um dado perfil de geração. Para os diferentes perfis que se pretende simular, este método principia considerando que os geradores de todos os parques estão modelados para os valores pré-definidos, obtidos dos valores da EDP realizando o equivalente do parque. A reactância pré-definida no CAPE para o cálculo das correntes de curto-circuito injetadas por cada gerador síncrono, é a reactância subtransitória, por isso e porque este era o único valor de reactância directa definida pela EDP para os geradores síncronos dos parques eólicos, não sendo definidas nem a reactância transitória nem a síncrona, foi a reactancia sub-trânsitória X G assim como uma dada resistência R G que foram utilizadas para representar a impedância do gerador síncrono Z G na rede existente no CAPE, apesar de ser a reactância transitória a mais adequada para este estudo pois é analisada, segundo o regulamento, a resposta dos geradores com um atraso máximo de 50 ms após a detecção da cava de tensão. Atribuidos os valores a todos os geradores, para cada parque é simulado um curto-circuito na rede, verifica-se a existência de cavas em todas as centrais termoeléctricas ou hidroeléctricas, no caso do valor de tensão no seu barramento do lado da rede baixar dos 0,85 pu a respectiva central é retirada, e assegura-se o perfil de geração ligado à rede que se pretende estudar. Este algoritmo é aplicado para o perfil que resulta do curto-circuito e/ou para o perfil simulado na macro perfiscc.mac. Por exemplo se um dado curto-circuito provoca a desligação de uma central térmica, o algoritmo é aplicado a todos os parques eólicos com toda a geração ligada à rede excepto a referida central que foi desligada. Para o primeiro parque, considerando que todos os outros estão regulados com os valores prédefinidos, são determinadas a tensão e corrente no barramento do lado da rede, impostas pelo curtocircuito simulado. Se a corrente tiver um valor superior a 1,1 pu, devido aos limites impostos pela electrónica de potência, tem de ser limitada, considerou-se neste trabalho, para o referido valor. Ora a determinação da corrente ativa, para esta situação,depende da tensão no barramente do parque e da corrente reativa que segundo o regulamento o parque tem de injectar. Sendo assim determinou-se o valor da corrente ativa de forma a que o módulo da corrente correspondesse a 1,1pu: (3.3) ( ) (3.4) 26

45 Capítulo 3: Modelação da Produção Eólica Para tensões superiores a 0,9 fixou-se o módulo da corrente para o limite mencionado. No caso da tensão ser inferior a 0,2 pu, não é necessário limitar a corrente porque o parque é retirado da rede. Para determinar a impedância equivalente do gerador do parque é necessário, novamente, analisar do valor de tensão obtido: Para u <0,2 pu: No caso do valor de tensão no barramento ser inferior a 0,2 pu, o parque é retirado da rede, como mencionado atrás. É atribuido, para esse fim, o valor de zero à resistência e um valor muito elevado para a reactância do gerador equivalente do parque. O algoritmo permite, assim, também simular as proteções de mínimo de tensão do parque. Para 0,2 u 0,5 pu: Para uma tensão entre 0,2 e 0,5 pu, de acordo com o regulamento, o parque tem de fornecer à rede uma corrente reativa de 0,9 pu e não consumir nenhuma corrente ativa durante o defeito. No programa utilizado para a simulação dos curto-circuitos (CAPE), o valor da força electromotriz do gerador síncrono é considerado igual a 1 pu e o parque eólico pode ser representado pelo esquema equivalente apresentado na figura 3.9. Z G Z T Icc parque E G u Figura 3.9: Esquema monofásico equivalente para os centros electroprodutores. Tendo em conta o equivalente obtém-se a seguinte expressão: (3.5) (3.6) Para determinar o valor de Z G, utiliza-se a equação anterior partindo dos valores de corrente ativa e de tensão determinados atrás e utilizando o valor de corrente reativa que se pretende: (3.7) O valor anterior de ZG é guardado no vector antzg(np), em que NP indica o número do parque. O novo valor calculado é guardado em ZG(NP). Para 0,5< u 0,9 pu: Para valores entre 0,5 e 0,9 pu, o regulamento impõe que o parque injecte uma corrente reativa imposta pela expressão (3.2). Assim, tal como no raciocíno anterior, a impedância equivalente do gerador é dada por: 27

46 Capítulo 3: Modelação da Produção Eólica ( ) (3.8) O valor anterior de Z G é guardado no vector antzg(np) e o novo valor calculado é guardado em ZG(NP). Para u >0.9 pu: No caso da tensão ser superior a 0,9 pu, o parque não necessita de fornecer qualquer corrente reativa. Se a corrente no barramento do lado a rede tiver sido limitada de forma a que o módulo não ultrapasse 1,1 pu, a impedância equivalente do gerador é calculada de modo a garantir essa corrente. Caso contrário, utiliza-se o valor de Z G pré-definido para cada parque. Estes valores pré-definidos foram calculados partindo do equivalente de cada parque eólico inicialmente apresentado na rede com os parâmetros da EDP. Para o segundo parque eólico, os valores de corrente e tensão são determinados considerando que todos os parques têm os valores de impedância pré-definidos com a exceção do primeiro, que é simulado já com o novo valor de impedância do gerador. Calcula-se o novo valor de Z G para o segundo parque e o terceiro parque é simulado com os novos valores dos dois parques anteriores. Este método é repetido sucessivamente, até se obter o novo valor de Z G para todos os parques. No primeiro ciclo a condição de convergência não pode ser verificada, uma vez que é necessário calcular as impedâncias de todos os treze parque eólicos. No segundo ciclo, partindo dos valores determinados no primeiro, para que cada parque cumpra o regulamento, é recalculado o novo valor de impedância. Em cada ciclo, os valores de impedâncias dos geradores aproximam-se dos valores obtidos no ciclo anterior. Quando a diferença entre a impedância calculada para o gerador e a impedância calculada anteriormente for inferior a 0,001 para todos os parques, obtém-se um valor para o equivalente do gerador de cada parque, com um erro inferior a 0,1%, que garante o cumprimento da injecção de corrente reativa prevista pelo regulamento e portanto considera-se que o método convergiu. Na verificação da convergência é utilizado um vector auxiliar veolica com treze posições correspondentes a cada um dos parques. A cada parque em que a diferença da impedância equivalente do gerador e a impedância anterior é inferior a 0,001 é atribuido na respectiva posição do vector o número um, caso contrário, é atribuido zero. Quando este vector tem em todas as suas posições o valor um, é verificada a condição de paragem, o ciclo termina e o método converge. Este algoritmo foi programado numa macro, para que podesse ser aplicado e simulado na rede em estudo utilizando o programa CAPE. A macro é mencionada mais à frente no ponto

47 4. Rede de Alta Tensão no CAPE 4.1. Perfis de Geração A rede utilizada neste trabalho corresponde a 1/6 da rede de Alta Tensão da EDP e é constituída por sete centrais termoelétricas (quatro de cogeração, três de biomassa), três centrais hidroelétricas (duas de albufeira e uma de fio-de-água), treze parques eólicos, sessenta e duas subestações da EDP, vinte subestações de centros produtores/consumidores cuja geração ou consumo não estão discriminados, sete postos seccionadores, e, doze subestações de transformação (onze delas pertencentes à REN) que elevam o nível de tensão para a Muito Alta Tensão. Figura 4.1: Rede de AT utilizada no CAPE. A rede apresentada na figura anterior está dividida em 10 partes diferentes. A geração proveniente da MAT é simulada através de grupos geradores ligados às referidas subestações (AT/MAT), representando a injeção de corrente forte na rede de AT (figura 4.2). Os perfis da rede dependem deste tipo de geração assim como da geração ligada à rede AT de centros electroprodutores particulares ou pertencentes à EDP. Assim, no estudo dos perfis, são consideradas todas as centrais termoelétricas, hidroelétricas (de Produtores em Regime Especial e Produtores em Regime Ordinário), todos os parques eólicos e a geração proveniente da MAT. 29

48 Capítulo 4: Rede de Alta Tensão no CAPE A geração proveniente da MAT é representada no CAPE por dois geradores síncronos, um representa as correntes de curto-circuito máximas, o outro as correntes de curto-circuito mínimas tabeladas pela REN. Figura 4.2: Porção da rede com a subestação SUBGMAT1 com a geração representativa da MAT. A produção em Regime Especial engloba as eólicas (treze), mini-hídricas (uma), centrais de cogeração (quatro) e de biomassa (três). A produção em Regime Ordinário é representada por duas hídricas. No total perfaz vinte e três centros electroprodutores, no entanto, uma vez que existem centros com mais que um grupo gerador, o número total de geração na rede é cinquenta e dois, o que corresponde a 2 40 perfis diferentes, uma vez que cada geração pode estar ligada (1) ou desligada (0) da rede, ou no caso da geração representativa da MAT, pode contribuir com as correntes de curtocircuito máximas (1) ou com as correntes de curto-circuito mínimas. Para cada geração está associada uma disponibilidade diferente em conformidade com o tipo de recurso energético e o ano em questão. Na figura seguinte está representada a disponibilidade de cada geração no ano 2009 e 2010 (dados da EDP). Figura 4.3: Evolução da disponibilidade (%). [7] 30

49 Capítulo 4: Rede de Alta Tensão no CAPE De acordo com a Portaria nº596/2010, o conceito de "Disponibilidade" significa: situação em que um grupo gerador se encontra apto a responder, em exploração, às solicitações, de acordo com as suas características técnicas e parâmetros considerados válidos. Portanto, a disponibilidade referida está intrinsecamente ligada aos recursos energéticos disponíveis e contabiliza ao longo do ano as interrupções programadas (por razões de serviço ou de interesse público) e acidentais (resultantes de defeitos imprevisíveis). Verifica-se que a variação da disponibilidade é pouco acentuada para grande parte dos diferentes tipos de geração, notando-se apenas uma variação mais acentuada na evolução da disponibilidade das centrais de cogeração e de carvão. Sendo assim, considerou-se, para cada tipo de geração, que a probabilidade de estar ligada à rede corresponde à disponibilidade apresentada no ano transato (2010) subtraindo 10% do seu valor e no caso das hídricas 20% de forma a traduzir de modo mais realista a probabilidade de cada uma destas gerações estar presente na rede. Esta aproximação é grosseira uma vez que representa a geração de uma forma global. Optou-se por fazer esta aproximação uma vez que se pretende ter uma visão global da geração associada à rede e não se possui dados suficientes para discriminar individualmente a utilização/produção anual intrinsecamente ligada aos recursos energéticos e à localização geográfica de cada central ou parque eólico. Relativamente à disponibilidade associada à MAT, em Julho de 2009, a Entidade Reguladora do Sector Energético (ERSE) introduziu um novo mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade dos elementos da RNT, com o objetivo de promover a fiabilidade enquanto fator determinante para a qualidade de serviço associada ao seu desempenho. [19] O mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade incide sobre o novo indicador designado por Taxa Combinada de Disponibilidade. Este indicador conjuga os dois principais elementos da RNT, os circuitos de linha, que englobam as linhas aéreas e subterrâneas, e os transformadores de potência, que englobam os transformadores de entrega à rede de distribuição e os autotransformadores, incluindo-se em ambos os casos as indisponibilidades dos respetivos painéis associados. [19] Figura 4.4: Incentivo ao aumento de disponibilidade. [19] O valor deste indicador determina a atribuição de um incentivo ou de uma penalidade económica para a REN, conforme se situe acima ou abaixo do nível de indiferença (meta) que foi fixada em 97,5%. Em 2010 a Taxa Combinada de Disponibilidade atingiu o valor de 97,78% como se pode observar na figura 4.4. [19] 31

50 Capítulo 4: Rede de Alta Tensão no CAPE A figura seguinte mostra a evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade ao longo do ano de A maioria destas indisponibilidades foram planeadas e, portanto, sem consequências gravosas para a exploração da rede. [19] Figura 4.5: Taxa combinada de disponibilidade. [19] Foi feita a comparação com as correntes máximas e mínimas de curto-circuito para cada subestação existente na rede do CAPE com os dados apresentados no documento da REN [19], verificando-se que os valores são idênticos, mas não exatamente iguais pois variam consoante o ano em que o estudo é feito. Tabela 4.1: Valores máximos e mínimos de correntes de defeito trifásico. Geração Representativa da MAT Tensão (kv) Valor Máximo de Corrente de Defeito Trifásico (ka) Valor Mínimo de Corrente de Defeito Trifásico (ka) GMAT ,0 11,0 GMAT ,9 15,2 GMAT ,6 27,9 GMAT ,0 12,2 GMAT ,4 17,3 GMAT ,8 9,4 GMAT9 60 0,96 0,96 GMAT ,7 7,2 GMAT ,0 12,9 GMAT ,0 16,0 As subestações da MAT número 5 e 6 pertencem a parte da rede que não têm proteções de distância, e portanto, não entram para este estudo. Para o valor máximo de corrente de defeito, considerando que existe mais geração ligada, atribuiu-se a probabilidade máxima (disponibilidade de Janeiro) de cerca de 98,8%, para o mínimo de corrente foi considerada a probabilidade mínima (disponibilidade de Setembro) de cerca de 97,1%. Estes valores foram obtidos por consulta do gráfico da figura

51 Capítulo 4: Rede de Alta Tensão no CAPE Sendo assim, pretende-se simular a geração proveniente da MAT de duas formas: contribuindo com uma corrente para o defeito no máximo igual ao valor da corrente máxima estipulada na tabela anterior para a referida geração ou com a corrente mínima consoante esteja um ou o outro gerador da subestação da MAT ligado à rede. Para a situação em que a geração representativa da MAT pode contribuir no máximo com a corrente de defeito máxima tabelada é atribuída a probabilidade máxima, pois considera-se que corresponderá a uma maior disponibilidade da geração de MAT. Para a situação em que esta geração contribui no máximo com a corrente de defeito mínima tabelada é atribuída a probabilidade mínima pois eventualmente corresponderá a uma menor disponibilidade da geração proveniente da MAT. Tendo em conta as considerações mencionadas atrás, construiu-se, para a geração da rede em estudo, a tabela seguinte com o nome, o número atribuído e a probabilidade da respetiva geração estar ligada (disponibilidade): Geração na Rede AT Tabela 4.2: Geração presente na rede AT. Nº Atribuído Probabilidade de estar ligada / correntes de defeito máximas da MAT (%) Probabilidade de estar desligada/ correntes de defeito mínimas da MAT (%) Parque eólico 1 a 13 87,5 12,5 Cogeração 14, 15 e 23 73,2 26,8 Biomassa 16 e 17 85,1 14,9 Biomassa (2 grupos) 18 e 19 92,2 7,8 Cogeração (3 grupos) 20, 21 e 22 90,1 9,9 Hídrica PRO (2 grupos) 24 e 25 85,1 14,9 Hídrica PRE 26 75,6 24,4 Hídrica PRO (4 grupos) 27, 28, 29 e 30 92,2 7,8 GMAT 31 a 40 98,8 97,1 Designa-se por perfil de geração o conjunto de geradores presentes numa dada porção da rede e que contribuem com correntes para um determinado curto-circuito simulado. A probabilidade de cada perfil é obtida considerando que cada gerador é independente, e portanto, resulta da multiplicação da probabilidade de cada gerador. Estas probabilidades são as apresentadas na tabela anterior. Para a Hídrica PRO com quatro grupos (27, 28, 29 e 30) considerou-se que todos tinham a mesma probabilidade e tendo em conta que a probabilidade da central estar ligada à rede é de 72,4%, então a probabilidade de cada grupo é de:. Para a Hídrica PRO com dois grupos (24 e 25) a probabilidade de cada grupo é de:. 33

52 Capítulo 4: Rede de Alta Tensão no CAPE A rede possui uma central de biomassa com dois grupos (18 e 19), e sendo a probabilidade desta estar ligada igual a 85,1%, a probabilidade de cada grupo é de:. Existe ainda uma cogeração com três grupos (20, 21 e 22), e tendo em conta que 73,2% corresponde à probabilidade de estar ligada, a probabilidade de cada grupo é de:. O perfil de geração a simular é definido representando um vetor de dimensão igual ao número total de geração na rede, quarenta. O valor um é atribuído à geração que está ligada à rede, o valor zero à geração que se pretende simular desligada da rede, ou no caso da geração representativa da MAT, um para simular as correntes máximas de defeito e zero as correntes mínimas. É atribuído o valor dois à geração que não pertence à parte da rede onde se encontra a proteção a estudar, e que portanto, não têm qualquer influência para a medida efetuada pela proteção. Estes valores são adicionados na posição do vetor indicada pelo número da geração em causa de acordo com a tabela Equivalentes da Geração presente na Rede A presença unicamente de geradores síncronos na rede em estudo deve-se ao facto de quase toda a energia elétrica produzida em Portugal, com a exceção de alguns parques eólicos e algumas centrais de baixa potência, ser proveniente deste tipo de geradores, que assim se constituem como os elementos-matrizes dos Sistemas de Energia Elétrica. [20] A escolha deste tipo de geradores, em contraposição com os geradores de indução, deve-se à atitude normalmente de prudência por parte dos projetistas em optarem por soluções com méritos comprovados. No entanto, hoje em dia, com a experiencia adquirida do funcionamento da máquina assíncrona como gerador em aproveitamentos eólicos e conhecidas as suas características de robustez, fiabilidade e economia, o gerador de indução constitui, em geral, a solução técnica e economicamente preferível. [6] Com a exceção dos parques eólicos cuja modelação foi descrita no ponto 3.1, a geração presente na rede não sofreu alterações, mantendo-se a regulação previamente realizada pela EDP. Todos os centros electroprodutores podem ser representados pelo esquema monofásico equivalente da figura 4.6. Em condições de defeito a corrente injetada por cada centro electroprodutor é dada pela expressão (4.1). Para centros com mais de um grupo gerador a corrente total injetada na rede corresponde à soma das correntes injetadas por cada grupo. Z G Z T Icc central E G u Figura 4.6: Esquema monofásico equivalente para os centros electroprodutores. 34

53 Capítulo 4: Rede de Alta Tensão no CAPE Tendo em conta o equivalente e após se certificar que os valores obtidos no programa estão em conformidade obtém-se: (4.1) A geração proveniente da MAT, simulada através de geradores síncronos ligados diretamente às subestações de AT da EDP, pode ser representada pelo seguinte esquema monofásico: Z G Icc GMAT E G u Figura 4.7: Esquema monofásico equivalente da geração proveniente da MAT. Sendo assim, a corrente proveniente da MAT, aquando da ocorrência de um curto-circuito na rede, é dada pela expressão: (4.2) Com a exceção dos parques eólicos, depois de identificada a restante geração da rede e compreendida a sua modelação, pretende-se em seguida estudar as proteções de distância nela presentes e a forma como são reguladas no CAPE Proteções de Distância no CAPE As proteções utilizadas na rede AT, nomeadamente, as de distância para as quais o presente estudo é focado, são de diversos fabricantes: Siemens, Alstom, ABB, ASEA, General Electric e BBC. Relativamente às proteções da BBC verificou-se que estas estavam reguladas de forma inconsistente com a biblioteca do CAPE e que os comandos do programa, utilizados para aceder e alterar parâmetros das proteções, não tinham os códigos definidos pela Electrocon para este fabricante, tornando impossível a sua regulação através de macros. Sendo assim, substituíram-se estas proteções pelas da Schweitzer utilizando a mesma característica (Mho) e atribuindo os mesmos valores aos seus parâmetros. Fabricante: BBC Categoria: Distance Package Tipo de Relé: LH1W Modelo do Relé: LH1W_5A_100V Fabricante: Schweitzer Categoria: Digital Package Tipo de Relé: SEL-321 Modelo do Relé: SEL A 35

54 Capítulo 4: Rede de Alta Tensão no CAPE Tabela 4.3: Parâmetros do modelo SEL da Schweitzer. Nome Regulação Domínio da regulação Descrição Z1MAG 1, Ω Módulo da Impedância direta da linha. Z1ANG º Ângulo da impedância direta da linha. CTR Relação de transformação do TI. PTR 545, Relação de transformação do TT. PMHOZ 4 N,1,2,3,4 Nº de escalões com característica Mho Z1P 1, Ω Alcance da impedância do 1º Escalão. Z2P 2, Ω Alcance da impedância do 2º Escalão. Z3P 2, Ω Alcance da impedância do 3º Escalão. Z4P 9, Ω Alcance da impedância do 4º Escalão. Z2PD Ciclos Temporização do 2º Escalão. Z3PD Ciclos Temporização do 3º Escalão. Z4PD Ciclos Temporização do 4º Escalão. Estes valores correspondem à regulação efetuada para a proteção número 157 da rede. Para todas as proteções deste modelo a regulação inicial foi feita da seguinte forma: - Para o 1º Escalão: (4.3) - Para o 2º Escalão: (4.4) - Para o 3º Escalão: ( ) (4.5) - Para o 4º Escalão: ( ) (4.6) - Para o Escalão de Arranque: (4.7) Na tabela 4.3 os valores apresentados para os escalões são os valores efetivamente vistos pela proteção, no secundário dos seus transformadores. Para se determinar os valores do lado do primário, que são os valores apresentados no módulo Coordination Graphics do CAPE, basta multiplicar pela razão das relações de transformação dos TT s e TI s das proteções (PTR/CTR) como está exemplificado na figura seguinte. X M P P M G PTR CTR PTR CTR 6 Ω Ω MTA=Z1ANG=72º R Figura 4.8: Característica Mho com a regulação do 1ºescalão da proteção. Tendo em conta a abordagem probabilística que se pretende aplicar neste estudo, depois da execução dos programas desenvolvidos em MATLAB e das macros no CAPE, os valores obtidos para a regulação final das proteções devem ser ligeiramente diferentes dos valores inicialmente regulados previamente pela EDP. 36

55 Capítulo 4: Rede de Alta Tensão no CAPE Para todas as proteções de distância da rede em estudo foram verificados os seus parâmetros de forma a poderem atuar corretamente os 4 escalões pretendidos. Identificaram-se proteções em que apenas três dos escalões estavam ativos, outras tinham quatro escalões ativos mas o último era o 5º e não o 4º escalão, e ainda, proteções com cinco escalões ativos. Colocaram-se para todas elas apenas os quatro escalões ativos, alteraram-se os tempos de atuação para os valores indicados nas tabelas 4.3 e ajustou-se o código lógico das zonas operacionais de forma a incluir o 4º escalão no caso das proteções que não o tinham ativo. As zonas de proteção são definidas antes de se adicionar a correspondente proteção e são estabelecidas de modo a que nenhuma parte do sistema fique sem proteção. A delimitação destas zonas é feita de modo a que possam ser adequadamente protegidas, com deteção e eliminação de defeitos, provocando a separação da menor parte possível do sistema, deixando o resto em serviço. Assim, definiu-se, no Editor de Base de Dados do CAPE, as Zonas Locais de Proteção (LZOP) de cada proteção, escolhendo o tipo LINE de modo a identificar esta zona como a linha da proteção, à exceção das proteções da MAT em que se usou do tipo MACHINE, devido a estas proteções estarem diretamente associadas a geradores e não a linhas. Tal como as zonas de proteção, os transformadores de corrente (TI s) e de tensão (TT s) têm de ser previamente definidos. Estes transformadores produzem no enrolamento secundário uma imagem das grandezas observadas no seu primário, para que estas possam ser utilizadas pela aparelhagem de medida, controlo e proteção. Têm também como objetivo fazer o isolamento galvânico entre os circuitos de alta tensão e os circuitos de medida e contagem, e, proteger o pessoal da exploração. A base de dados do CAPE permite TI s e TT s nos barramentos e nas linhas, como é possível observar na figura 4.9. No entanto, no corrente trabalho, utilizaram-se apenas TT s associados a cada um dos barramentos da rede e TI s associados a cada uma das extremidades das linhas da rede. Figura 4.9: Representação das ligações definidas pelo CAPE para os TI s e TT s. Depois de adicionadas as proteções necessárias e de terem sido reguladas, realizaram-se simulações de curto-circuitos na rede para se confirmar a correta regulação dos seus parâmetros. 37

56 Capítulo 4: Rede de Alta Tensão no CAPE 4.4. Principais alterações no CAPE para aplicação das Macros Para realizar a coordenação de proteções é necessário identificar, nas macros, os pares de proteções primária e secundária. Para identificar estes pares de proteções, utilizou-se a seguinte estratégia. Através da interface gráfica do servidor InterBase, IBConsole, adicionou-se a base de dados criada no CAPE. Depois de registada e associada, foi feita a análise das suas estruturas subjacentes: Tabelas, Índices, Domínios, etc. verificou-se, então, que os dados das proteções se encontravam em várias tabelas entre elas a Tabela: PROTECTIVE_DEVICE_DATA que foi previamente definida do seguinte modo: CREATE TABLE PROTECTIVE_DEVICE_DATA ( DEVICE_TAG TAG, DEVICE_NAME RELAY_NAME, DEVICE_TYPE PROTECTIVE_DEVICE_TYPE, LZOP_RANK LZOP_RANK, ACTIVE_GROUP SETTINGS_GROUP_NAME, ARCHIVED CHAR(1), COMMENTS RELAY_DESCRIPTION, LZOP_TAG TAG, ); Cada um dos elementos definidos na tabela corresponde a uma das suas colunas, às quais estão associados os respetivos valores da base de dados utilizada. Para registar os números das proteções secundárias associadas à proteção primária foi acrescentada uma coluna a esta tabela com o nome: PS_DATA. Executou-se, no IBConsole, através da ferramenta Interactive SQL o seguinte código: ALTER TABLE PROTECTIVE_DEVICE_DATA ADD PS_DATA CHAR(40) Seguidamente registaram-se os dados de cada uma das proteções preenchendo, na linha correspondente, esta coluna da tabela. Utilizando como exemplo a proteção nº 13 que faz reserva remota à proteção nº 181 e nº 182, os dados foram digitados da seguinte forma: espaço 13 a número das proteções a jusante identificador da proteção em estudo número da proteção em estudo Os dados podem ser escritos acedendo diretamente à tabela da base de dados através do programa IBConsole ou na linha de comandos do CAPE utilizando o seguinte código: Executive: db_put update PROTECTIVE_DEVICE_DATA set PS_DATA = 13a where DE- VICE_TAG = 13 38

57 Capítulo 4: Rede de Alta Tensão no CAPE Com os dados registados na forma indicada, a macro desenvolvida no CAPE, perfiscc.mac (explicada no ponto e descrita em pormenor no ponto 5.3.3), acede a esta coluna da tabela, identifica a proteção principal e as secundárias e procede o estudo pretendido. Paro o estudo pretende-se simular vários perfis de geração, e portanto, é necessário identificar nas macros as linhas de interligação dos parques e centrais, assim como, os barramentos a que está ligada a geração representativa da MAT, para que se possa ligar ou desligar geração da rede, caso se pretenda. Sendo assim, os nomes das linhas de interligação foram alterados para os nomes das subestações a que estão associados acrescentando o prefixo L_. Por exemplo o nome da linha de interligação do parque eólico número nove com a subestação da EDP é alterada para L_ParqueEolico9. Os nomes dos barramentos ligados diretamente à geração da MAT também foram alterados aplicando o prefixo GMAT, o número da geração de MAT e o restante nome do barramento previamente atribuído pela EDP. As proteções são identificadas nas macros pelo código lógico dos seus modelos e utilizando o comando DEFINE_DEVICE_SET: dds(displayed_devices,contact_logic_code='zm01_ph' or Contact_Logic_Code='DIST_Z1' ) Toda a geração presente na rede é identificada pelo nome da subestação ou pelo nome do barramento utilizando o comando DEFINE_BUS_SET: dbs(perfilbuses, Bus_Name>'GMAT' or BUS_SUBSTATION_ID > 'ParqueEolico' ) Com as referidas alterações torna-se possível, por parte da macro perfiscc.mac, a identificação de toda a geração presente na rede e simulação dos diferentes perfis de geração. Para que o CAPE reconheça automaticamente as macros quando inicia, é disponibilizado ao utilizador um ficheiro de configuração cape.cfg onde este pode definir as suas macros. Este ficheiro encontra-se na pasta \dat no diretório onde o programa foi instalado. As macros criadas e que serão detalhadamente explicadas em seguida, no ponto 5.3, foram definidas neste ficheiro do seguinte modo: define_macro(atualizaprotec, input capehomedir \macros\atualizaprotec.mac atualizaprotec ($1,$2,$3,$4,$5)) define_macro(auxperfil, input capehomedir \macros\auxperfil.mac auxperfil($1,$2) ) define_macro(escreve_saidacape, input capehomedir \macros\escreve_saidacape.mac escreve_saidacape) define_macro(pesosgeracao, input capehomedir \macros\pesosgeracao.mac pesosgeracao) define_macro(verificageracao, input capehomedir \macros\verificageracao.mac verificageracao) define_macro(consideracoes, input capehomedir \macros\consideracoes.mac consideracoes) define_macro(perfiscc, input capehomedir \macros\perfiscc.mac perfiscc) define_macro(equivalente_eolica, input capehomedir \macros\equivalente_eolica.mac equivalente_eolica) define_macro(equivalente_gmat, input capehomedir \macros\equivalente_gmat.mac equivalente_gmat) Os argumentos das macros são identificados pelo símbolo $ e um número. Existe ainda outro ficheiro de configuração com o mesmo nome na pasta \cape_files, com todas as macros e parâmetros que são definidos previamente pela Electrocon. Este último ficheiro não deve ser alterado pelo utilizador. 39

58 40 Capítulo 4: Rede de Alta Tensão no CAPE

59 5. Abordagem Probabilística 5.1. Organização dos Programas Fases de Execução dos Programas Fase 1 Fase 2 Fase 3 Fase 4 Figura 5.1: Esquema representativo das fases de execução dos programas. 41

60 Capítulo 5: Abordagem Probabilística O MATLAB não suscita qualquer constrangimento em relação à escrita ou leitura de variados tipos de ficheiros, no entanto o CAPE é mais limitativo. Partindo do conhecimento de que este último permite a leitura e escrita de ficheiros.txt, optou-se por usar este tipo de ficheiros para realizar a comunicação entre o MATLAB e o CAPE. Na figura anterior estão representadas e em seguida serão descritas as quatro fases que se consideram necessárias à execução do trabalho pretendido. Na fase 1 é executado, no MATLAB, o script principal.m. Neste é chamado o script geracombinacoes.m que cria, no diretório C:\cape\tese, o ficheiro perfiscape.txt. Este ficheiro funciona como um guia de execução de macros no CAPE. Depois de executar o geracombinacoes.m, o script principal.m fica à espera, para executar a fase 3, da mensagem: Macro ESCREVE_SAIDACAPE concluída! escrita pelo CAPE no ficheiro Pronto.txt presente no mesmo diretório. A fase 2 é executada no CAPE, depois do utilizador colocar na linha de comandos o comando INPUT : input C:\cape\tese\perfisCAPE.txt. Nesta fase o CAPE segue o ficheiro perfiscape.txt como um guia, executando as macros ao ler o seu nome (e os seus parâmetros, no caso de a macro possuir parâmetros de entrada). As macros são percorridas pela seguinte ordem: AUXPERFIL, PERFISCC e ESCREVE_SAIDACAPE. Nesta última é escrita a mensagem no ficheiro Pronto.txt e são criados, no mesmo diretório, os ficheiros: SAIDACAPE.txt com o valor das impedâncias aparentes vistas por cada proteção da rede; PERFISGERACAO.txt com os perfis de geração com que se obtiveram as referidas impedâncias e o SIR.txt com os valores de System impedance Ratio (SIR) associados a cada uma das impedâncias mencionadas. Na fase 3 o script principal.m ao receber a mensagem no ficheiro Pronto.txt, inicializa o script regulaprotec.mac. Este começa por ler os dados presentes no SAIDACAPE.txt e PERFISGERA- CAO.txt, seguindo-se a regulação um a um dos escalões de cada proteção. Terminada a regulação dos quatro escalões de todas as proteções da rede é criado o ficheiro ZescCAPE.txt com o número de cada proteção e o valor que se obteve para cada escalão. De forma idêntica é criado o ficheiro comparaprotec.txt, ambos no mesmo diretório dos restantes. Inicializa-se a fase 4, ao colocar o comando INPUT na linha de comandos do CAPE: input C:\cape\tese\ZescCAPE.txt. O CAPE ao ler este ficheiro deteta em cada linha o nome da macro: ATUALIZAPROTEC e os seus parâmetros: número da proteção e valores dos escalões. A referida macro é executada para todas as proteções da rede de forma a regular as proteções para os valores que se obtiveram a partir do método probabilístico. No entanto, previamente deve ser feita a comparação entre os valores obtidos e os existentes, para isso é utilizado o ficheiro comparaprotec.txt, exatamente com a mesma estrutura do ficheiro ZescCAPE, mas identificando a macro COMPARAPROTEC que apenas determina os valores dos escalões de cada proteção no CAPE a partir do seu número e apresenta-os juntamente com os valores obtidos no MATLAB no ecrã do programa. 42

61 Capítulo 5: Abordagem Probabilística Funcionalidades Em seguida apresentam-se duas tabelas com a síntese das funcionalidades das macros e scripts desenvolvidos. A justificação das considerações tomadas e a descrição em pormenor é feita mais à frente, no ponto 5.2 e 5.3. Tabela 5.1: Scripts desenvolvidos em MATLAB. Entradas Saídas Funcionalidade principal.m (Anexo C) Script principal a partir do qual se executam os scripts geracombinacoes.m e regulaprotec.m. Após correr o script geracombinacoes.m, espera pela mensagem no ficheiro Pronto.txt, para executar o regulaprotec.m. geracombinacoes.m --- Ficheiros: perfiscape.txt Gera todas as combinações possíveis para simular as seis gerações mais influentes associadas a cada proteção. Cria o ficheiro perfiscape.txt que funciona como guia de execução das macros no CAPE. regulaprotec.m Ficheiros: saidacape.txt perfisgeracao.txt Ficheiros: ZescCAPE.txt Lê os dados do ficheiro SAIDACAPE.txt e do PERFISGERACAO.txt. Cria o vetor prob com as probabilidades associadas a cada geração da rede. A cada perfil de geração associa uma probabilidade obtida a partir do vetor prob. Para cada proteção determina inicialmente o 1º escalão da proteção e da que está a jusante. Regula o 2º escalão da proteção com o 1º da proteção a jusante. Regula o 4º escalão para a maior linha a jusante tendo em conta os infeeds. Depois de determinados todos os 2ºs escalões, são regulados os 3ºs escalões de forma a garantir que não ocorrem falhas de seletividade com o 2º escalão da menor linha vizinha tendo em conta os infeeds. Para todas as proteções da rede são escritos, no ficheiro ZescCAPE.txt, os valores dos quatro escalões e o respetivo número da proteção. 43

62 Capítulo 5: Abordagem Probabilística Tabela 5.2: MACROS desenvolvidas no CAPE. Entradas Saídas Funcionalidade auxperfil.mac perfiscc.mac consideracoes.mac geracaorede.mac (Anexo B) equivalente_eolica.mac pesosgeracao.mac verificageracao.mac escreve_saidacape.mac atualizaprotec.mac (Anexo A) comparaprotec.mac Argumentos: - STR: string de zeros e uns. - L_COMBI: nº da coluna da matriz a criar. Dados: - Matriz MAT- COMBI Dados: - Matriz MAT - Matriz NUM- PERFIS - Matriz SIR Argumentos: -TAG: nº da proteção. - ZOP1, ZOP2, ZOP3 e ZOP4: valor dos 4 escalões. Dados: - Matriz MAT- COMBI Dados: - Matriz MAT - Matriz NUM- PERFIS - Matriz SIR Ficheiros: - saidacape.txt - perfisgeracao.txt - SIR.txt Cria uma coluna da matriz MATCOMBI com a combinação de zeros e uns, representando a geração desligada ou ligada de seis gerações mais influentes para uma dada proteção. Identifica todas as proteções da rede. Cria a matriz SUBNOME para identificar toda a geração presente na rede, permitindo, assim, a simulação dos diferentes perfis de geração. Partindo de uma proteção, identifica a proteção a jusante que se pretende coordenar. Corre a macro considerações.mac com o intuito de determinar a impedância da linha da proteção. Executa a geracaorede.mac para identificar a geração presente na rede. Abre os geradores das subestações da MAT de modo a simular as correntes máximas de defeito injetadas pela rede de MAT. Simula um curto-circuito no final da linha a jusante com o disjuntor aberto. Verifica se existem cavas de tensão inferiores a 0.85 pu, retirando as centrais em causa. Corre o equivalente_eolica.mac verificando a tensão e corrente no barramento do lado da rede do parque eólico. Recalcula a impedância do parque para que este injete a corrente reativa prevista no regulamento. Corre a macro pesosgeracao.mac simulando o perfil de geração pretendido. Realiza o disparo sequencial no caso das proteções a montante da proteção da linha vizinha terem infeeds superiores ao da proteção em estudo. Através da macro verificageracao.mac é guardado o valor da impedância na matriz MAT. Para cada impedância registada, guarda o perfil de geração correspondente na matriz NUMPERFIS e o SIR associado na matriz com o mesmo nome. A partir de cada matriz, escreve os respetivos ficheiros de saída. --- Recebe os quatro escalões e atualiza os valores da proteção na base de dados do CAPE. Recebe os quatro escalões e apresenta no ecrã do CAPE os valores obtidos e os valores antigos, para que seja possível a sua comparação. 44

63 Capítulo 5: Abordagem Probabilística 5.2. Programas Desenvolvidos em MATLAB Neste ponto são justificadas as considerações tomadas e descrevem-se em detalhe os scripts desenvolvidos em MATLAB Programa Principal O programa principal corresponde ao script com o mesmo nome: principal.m. Este script é o único que é executado na linha de comandos do MATLAB e corre de forma autónoma, sem a necessidade de qualquer intervenção por parte do utilizador. O programa é responsável pela execução dos restantes dois scripts desenvolvidos. Iniciado o principal.m, e após a mensagem de abertura, é executado o script geracombinacoes.m que cria o ficheiro perfiscape.txt. O principal.m apresenta, de seguida, a mensagem ao utilizador de que o ficheiro foi criado e informa-o de como deve executá-lo no CAPE, indicando, na linha de comandos, o comando, diretório e nome do ficheiro: input C:\cape\tese\perfisCAPE.txt. O programa fica à espera da mensagem do CAPE, escrita quando terminadas todas as macros, cujos nomes são indicados no perfiscape.txt. Depois de escrita, a mensagem: Macro ESCREVE_SAIDACAPE concluída! no ficheiro Pronto.txt, de imediato e automaticamente, o principal.m prossegue chamando o script regulaprotec.m para fazer a regulação dos quatro escalões de todas as proteções da rede em estudo no CAPE. Após a escrita do ficheiro ZescCAPE.txt no regulaprotec.m, o programa principal termina informando o utilizador de que este ficheiro foi criado e de como pode executá-lo no CAPE: input C:\ cape\tese\zesccape.txt Programa Gerador do Ficheiro de Execução de Macros O script geracombinacoes.m é responsável pela geração de combinações de perfis funcionando como uma ferramenta auxiliar para o estudos dos perfis mais influentes no CAPE, e ainda, é responsável pela criação do ficheiro perfiscape.txt que serve de guia de execução de macros no CAPE. Consideraram-se para o estudo dos perfis da rede, apenas as seis gerações mais influentes, para uma dada proteção, determinadas partindo de uma matriz de pesos. Este número pode à partida ser considerado reduzido tendo em conta as quarenta gerações que a rede possui no total, no entanto, a rede está dividida em 10 partes e em apenas duas o número de gerações presentes é superior a seis. Mesmo nestas porções devido ao facto das centrais hídricas e térmicas se desligarem para valores de tensão inferiores a 0.85 pu aquando de um defeito, normalmente nunca estão mais de seis gerações ligadas à rede em simultâneo e portanto este valor é considerado um valor razoável. Ora, devido às limitações intrínsecas da linguagem CUPL, optou-se por gerar a sequência de combinações no MATLAB, para que pudesse ser aplicada no CAPE aos perfis da rede. Para o efeito utilizou-se este script gerando números binários entre 1 e 64, e guardando-os como strings no vetor 45

64 Capítulo 5: Abordagem Probabilística PERFIL. Posteriormente, cada uma das strings é escrita em cada linha do ficheiro perfiscape.txt como parâmetro da macro AUXPERFIL. Figura 5.2: Ficheiro perfiscape.txt. A matriz MATCOMBI, com as combinações, tem de ser definida antes de se executar a macro AUXPERFIL, pois pretende-se que esta macro seja executada o número de vezes correspondente ao número de combinações pretendido. A linguagem CUPL permite que se definam as matrizes indicando entre parênteses o seu número de linhas, que se considerou igual ao número de gerações mais influentes. O segundo parâmetro da macro serve apenas para identificar o número da coluna da matriz que se pretende construir. O número de combinações geradas não é sessenta e quatro, mas sessenta e três, uma vez que a combinação com apenas uns é simulada previamente pois corresponde ao perfil base, em que está toda a geração ligada à rede, e portanto, não é necessário ser contabilizada na matriz das combinações. O script termina a sua execução ao escrever, no ficheiro perfiscape.txt, as restantes macros a simular no CAPE. No final do ficheiro é escrito o comando RETURN para que o CAPE termine a leitura do perfiscape.txt. Um excerto deste ficheiro é apresentado na figura 5.2 acima Programa de Regulação de Proteções de Distância A regulação e coordenação das proteções de distância é realizada pelo script regulaprotec.m. Este programa só é executado quando o principal.m recebe a mensagem do CAPE no ficheiro Pronto.txt. Esta mensagem só é enviada pelo CAPE após este ter escrito os ficheiros SAI- DACAPE.txt, PERFISGERACAO.txt e SIR.txt. O ficheiro SIR.txt é meramente informativo, servindo apenas para o utilizador identificar situações em que a medição das impedâncias, por parte das proteções, pode ter um erro associado elevado ou até situações em que a proteção está impedida de funcionar devido às contingências da rede. Portanto, os ficheiros de interesse para o programa são o SAIDACAPE.txt e o PERFISGERACAO.txt, que de seguida se apresentam: 46

65 Capítulo 5: Abordagem Probabilística Figura 5.3: Ficheiro SAIDACAPE.txt. Figura 5.4: Ficheiro PERFISGERACAO.txt. Os dados são lidos pelo MATLAB e colocados em tabelas. O primeiro e o segundo valor de cada linha de ambos os ficheiros correspondem, respetivamente, ao número da proteção em estudo e ao número da proteção a jusante. O terceiro e quarto valor de cada linha do SAIDACAPE.txt correspondem às impedâncias da linha da proteção e da linha vizinha à proteção, respetivamente. A partir do quinto valor, inclusive, são os valores de impedâncias vistos pela proteção para um curto-circuito no final da linha a jusante e para os vários perfis de geração. Estes perfis de geração são representados por zeros, uns ou dois, como mencionado anteriormente, e são registados para cada impedância correspondente no PERFISGERACAO.txt. Construiu-se o vetor PROB com as probabilidades associadas a cada tipo de geração. As probabilidades consideradas em cada caso estão explicadas e justificadas no ponto De seguida, procede-se à coordenação e regulação dos escalões de cada proteção de distância, tendo sido tomadas, para cada escalão, as considerações que de seguida se apresentam. A estratégia seguida teve por base uma metodologia desenvolvida nos anos 90 para redes de Transmissão e aplicada à rede portuguesa [1], [10] e [11]. 1º Escalão: O 1º escalão tem em conta apenas os erros de medida. Estes erros de medida podem ser representados por uma distribuição normal com uma dada média e desvio padrão. A função densidade de probabilidade do 1º escalão, para uma dada impedância Z da linha, é: ( ) ( ) ( ) ( ) (5.1) 47

66 Capítulo 5: Abordagem Probabilística com média igual a Zop 1 e desvio padrão. Partindo da vantagem do Teorema do Limite Central e considerando, assim, os vários erros que afetam a medida da proteção como variáveis independentes, a função densidade de probabilidade converge para uma função gaussiana cujo desvio padrão é definido através da soma quadrática dos desvios padrão dos diversos erros: Erro relé: 6 Erro TI: 6 T T 6 Erro TT: 6 TT TT Erro cálculo Zl: 6 Erro Z homopolar : 6 Erro Z transitório : 6 6 Considerando um grau de confiança para todos os erros de 95%. (5.2) Zop 1 é definida para todas as proteções com o valor de 80% da sua linha: Zop 1 =0,8 Zl (5.3) Determinando a função densidade de probabilidade para cada valor de impedância da linha obtém-se a distribuição normal apresentada na figura seguinte: Figura 5.5: Distribuição Normal para o 1º escalão. A probabilidade acumulada associada ao 1º escalão, ou melhor, a função de distribuição é dada pela seguinte expressão: ( ) P( ) ( ) ( ) ( ) (5.4) 48

67 Capítulo 5: Abordagem Probabilística Esta expressão representa a probabilidade da proteção atuar em 1º escalão para um defeito na linha. Regulando o 1º escalão da proteção para 80% da linha garante-se, tendo em conta os erros de medida, que o defeito é visto para além do final da linha com uma probabilidade inferior a 0,1%, como se pode comprovar na figura 5.6. Se se regulasse o referido escalão para um valor superior, logicamente esta probabilidade aumentaria, o que não é desejável visto que o 1ºescalão tem de garantir a proteção do maior comprimento possível da linha e que não ocorra atuação com um defeito para além do seu termo. Figura 5.6: Probabilidade Acumulada de atuação da proteção em 1º escalão. Os 1ºs escalões de todas as proteções da rede são reguladas para 80% do valor da impedância direta da sua linha. Para linhas multiterminais este escalão é regulado para 80% do menor valor de impedância entre o extremo onde se encontra a proteção e os extremos remotos. Para coordenar com o 2º escalão da proteção da linha a montante, interessa saber a probabilidade da proteção a jusante não atuar em 1º escalão e eventualmente ocorrer a atuação de ambas as proteções em 2º escalão, caso em que ocorre falha de seletividade. Portanto, a probabilidade da proteção não atuar em 1º escalão é apresentada na imagem seguinte e dada pela expressão: ( ) P( ) ( ) ( ) ( ) (5.5) 49

68 Capítulo 5: Abordagem Probabilística Figura 5.7: Probabilidade Acumulada de não atuação da proteção em 1º escalão. 2º Escalão: A função densidade de probabilidade do 2º escalão é dada por: ( ) ( ) ( ) ( ) (5.6) com média igual a Zop 2 e desvio padrão. O desvio padrão é definido através da soma quadrática dos desvios dos diversos erros, não sendo tido em conta, para este caso, o erro associado ao comportamento transitório da proteção: Erro relé: 6 Erro TI: (menores correntes) 6 T T Erro TT: (menor queda de tensão) 6 TT TT 6 Erro cálculo Zl: 6 Erro Z homopolar : 6 Considerando um grau de confiança para todos os erros de 95%. (5.7) O 2º escalão é regulado tendo em conta três variáveis: as impedâncias aparentes vistas pela proteção tendo em conta os infeeds, os erros de medida traduzidos pela função densidade de probabilidade mencionada atrás e a localização do defeito. Este escalão é regulado tendo em conta dois condições: de forma a garantir a proteção de mais de 99é% da sua linha e de modo a coordenar com o 1º escalão da proteção da menor linha a jusante de forma a garantir que não ocorrem falhas de seletividade com um erro inferior a 0,05%. 50

69 Capítulo 5: Abordagem Probabilística Para cada proteção e simulando um curto-circuito no final da sua linha vizinha os valores de impedância, obtidos no ficheiro saidacape.txt, são relacionados com a probabilidade do perfil de geração que lhe deu origem e que está presente no ficheiro perfisgeracao.txt. Estas probabilidades são pesadas de modo a que a sua soma para todas as impedâncias aparentes obtidas dê 100%, obtendo-se um gráfico semelhante ao apresentado em seguida: Figura 5.8: Impedância vista pela proteção para curto-circuito no final da menor linha vizinha tendo em conta os infeeds. Uma vez que se obteve apenas, do ficheiro saidacape.txt, os valores dos infeeds para o curtocircuito no final da linha, foi necessário determinar no script os valores para cada ponto da linha, considerando para isso a localização do defeito como uma variável aleatória z com distribuição uniforme, sendo a densidade de probabilidade dada por: p(z)=1/zl. Dividiu-se a linha em cem partes iguais e para cada um dos pontos considerou-se a densidade de probabilidade referida e obteve-se, à medida que se percorreu a linha do final até ao seu início, uma compressão dos valores de impedância em torno do ponto de defeito e um natural aumento da amplitude dos histogramas com os valores das probabilidades associadas aos diferentes perfis, sendo essas probabilidades somadas de forma a manter os histogramas discretizados de 0.01 em 0.01Ω. Na figura seguinte apresentam-se os histogramas para um defeito a 10%, 50% e 100% da linha, sendo possível visualizar os referidos efeitos na forma dos histogramas. 51

70 Capítulo 5: Abordagem Probabilística Figura 5.9: Impedância vista pela proteção para curto-circuito a 10%, 50% e 100% da menor linha vizinha tendo em conta os infeeds. Aplicando a expressão seguinte aos valores do 2º escalão para cada uma das 100 localizações de defeito simuladas, determina-se a função densidade de probabilidade que representa os erros de medida para as impedâncias aparentes vistas pela proteção para cada localização de defeito na linha. ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (5.8) Obtém-se assim uma matriz para cada localização de defeito com os valores da densidade de probabilidade em função das impedâncias vistas pela proteção, representado as distribuições normais associadas a cada localização de defeito. Figura 5.10: Impedância vista pela proteção para curto-circuito a 10%, 50% e 100% da menor linha vizinha tendo em conta os infeeds e os erros de medida. 52

71 Capítulo 5: Abordagem Probabilística De forma a garantir seletividade é necessário determinar o valor de Zop 2 que garante a não ocorrência de falhas de seletividade (atuação das duas proteções em 2º escalão). Zop 2 é definida a partir do valor da média da distribuição normal, registada para uma dada localização de defeito, em que a intersecção da sua função de distribuição com a função de distribuição definida para a não atuação em 1º escalão da proteção a jusante dá origem a um erro inferior a 0,0005, ou seja, a probabilidade de ocorrer falha de seletividade é inferior a 0,05%. Considerou-se, portanto, que a probabilidade da proteção primária não atuar em 1º escalão e a probabilidade da proteção secundária atuar em 2º são acontecimentos independentes. P( ) P( ) P( ) (5.9) A título de exemplo, na figura seguinte são apresentadas as funções de distribuição, ou seja, as probabilidades acumuladas calculadas até à determinação do valor de Zop 2 cuja probabilidade de ocorrer falha de probabilidade é inferior a 0.05%. Figura 5.11: Probabilidades acumuladas de 2º escalão da proteção secundária e 1º escalão da primária. A figura que se segue representa a coordenação dos dois escalões, identificando o valor com que se regulou o 2º escalão da proteção em estudo e o valor do 1º escalão da proteção a jusante. 53

72 Capítulo 5: Abordagem Probabilística Figura 5.12: Coordenação do 2º escalão da proteção com o 1º da proteção a jusante. Se não existir nenhuma proteção a jusante da proteção em estudo, os escalões desta são regulados do seguinte modo: o 1º escalão é regulado para 80% do valor da impedância da linha e o 2º para 120% da impedância da linha da proteção, o 3º e 4º escalões não é necessário regular, pois não têm de garantir reserva remota. 4º Escalão: Após a regulação do 2º escalão da proteção é agora regulado o 4º escalão. Este tem como função proteger a maior das linhas vizinhas tendo em conta os infeeds, ou seja, é regulado para proteger a linha vizinha em que um curto-circuito no final conduz aos valores de impedâncias aparentes mais elevados vistos pela proteção. Portanto, para este escalão interessa apenas a simulação do defeito no final da linha. Para cada valor de impedância aparente medido pela proteção está associado um erro de medida com distribuição normal de média igual ao mesmo valor de medida e desvio padrão igual ao desvio padrão do 2º escalão:. Obtém-se uma distribuição que tem em conta todos os erros de medida, representando, portanto, a impedância vista pela proteção no final da linha vizinha com o maior infeed. A expressão determinada para calcular a função densidade de probabilidade do 4º escalão, para uma dada impedância Z da linha, é idêntica à utilizada para o 2º escalão: ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (5.10) 54

73 Capítulo 5: Abordagem Probabilística Partindo da distribuição normal obtida pela expressão anterior e apresentada na figura 5.13, é obtida a probabilidade acumulada, que pode ser observada na figura Figura 5.13: Impedância vista pela proteção para curto-circuito no final da maior linha vizinha tendo em conta os infeeds e os erros de medida de 4º escalão. Com o intuito de proteger a maior linha vizinha ou a com maior infeed, o valor de Zop 4 é regulado de forma a garantir que protege a sua totalidade com um erro inferior a 0.01%. Figura 5.14: Regulação do 4º escalão para a proteção em estudo. Como se pode observar na figura anterior, para o exemplo apresentado e de forma a garantir um erro inferior ao mencionado, o 4º escalão foi regulado para o valor de 16,64 Ω. Este escalão pode eventualmente não ser necessário, no caso de ao regular o 3º escalão para garantir a proteção da menor linha vizinha com infeeds, este proteger também a maior linha vizinha. Neste caso é atribuído o valor zero ao 4º escalão para que quando se atualiza os escalões no CAPE para os valores obtidos no script do MATLAB, este escalão seja colocado inativo. Após a regulação do 4º escalão, para a proteção em estudo é registado na matriz Zescalao, a 55

74 Capítulo 5: Abordagem Probabilística impedância da linha e da linha vizinha com o menor infeed, o número da proteção, o número da proteção da referida linha vizinha e os valores de 1º, 2º e 4ºs escalões. A coluna do 3º escalão é deixada a zero, pois é o escalão que ainda falta regular. Uma linha da matriz Zescalao, sem a regulação do 3º escalão, é apresentada na tabela abaixo. Z A Z B Nº Proteção A Tabela 5.3: Linha da Matriz Zescalao. Nº Proteção B Zop 1 Zop 2 Zop 3 Zop º Escalão: Depois de regulados o 1º, 2º e 4º escalões das proteções de distância da rede é necessário regular os seus 3ºs escalões. Teoricamente o 3º escalão é regulado de forma a proteger a maior das linhas vizinhas, no entanto neste trabalho, essa função, como mencionado atrás, foi deixada para o 4º escalão. Sendo assim, regularam-se os 3ºs escalões de forma a garantir seletividade com os 2ºs escalões da proteção a jusante, coordenando o 3º escalão da proteção em causa com o 2º da proteção da menor linha vizinha tendo em conta os infeeds, ou seja, o 3º escalão é regulado para proteger a linha vizinha em que um curto-circuito no final conduz aos menores valores de impedâncias aparentes vistos pela proteção. Portanto, para este escalão interessa a simulação do defeito no final da linha, partindo do mesmo gráfico de impedâncias aparentes vistas pela proteção apresentado atrás para o 2º escalão (figura 5.8). A cada valor de impedância está associado um erro de medida com distribuição normal de média igual ao mesmo valor de medida e desvio padrão igual ao desvio padrão do 3º escalão:. Este valor é definido para um valor um pouco superior ao do 2º escalão. Tendo em conta a soma de todas as distribuições normais para cada ponto do histograma, obtém-se uma distribuição que tem em conta todos os infeeds e os erros de medida, representando, portanto, a impedância vista pela proteção no final da menor linha vizinha tendo em conta os infeeds. Portanto, a expressão determinada para calcular a função densidade de probabilidade do 3º escalão, para uma dada impedância Z da linha, é dada por: ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (5.11) Determinada a função densidade de probabilidade para cada valor de impedância da linha, obtém-se uma distribuição aproximadamente normal. Para se obter uma distribuição normal equivalente à referida distribuição utilizou-se a seguinte expressão: ( ) ( ) ( ) ( ) T (5.12) 56

75 Capítulo 5: Abordagem Probabilística Achou-se a média (μ), determinando o valor de Z a que corresponde a maior probabilidade, calculou-se a probabilidade total (ptotal), somando todas as probabilidades associadas às impedâncias aparentes apresentadas no histograma e definiu-se o novo valor do desvio padrão fazendo f equivalente(z)=f equivalente (μ): ( ) (5.13) Estes dois valores de média e desvio padrão associados ao 3º escalão são guardados, respetivamente, no vetor Zop3_a e sigma3_a, com o índice correspondente ao índice da proteção em estudo. Para coordenar este escalão para todas as proteções da rede, começa-se pela proteção identificada na primeira linha da matriz Zescalao, corre-se a matriz até achar a linha cuja proteção corresponde à proteção da linha vizinha com menor infeed. O valor de ZB e do número da proteção B da linha 1 tem de corresponder ao valor de ZA e ao número da proteção de A presentes noutra linha. Se não houver correspondência é porque a proteção não tem nenhuma proteção a jusante. Z A Z B Nº Proteção A Tabela 5.4: Matriz Zescalao. Nº Proteção B Zop 1 Zop 2 Zop 3 Zop Identificados os índices de ambas as linhas, com o índice da proteção a jusante, acede-se ao vetor da probabilidade acumulada de não atuação em 2º escalão e com o índice da proteção em estudo, consulta-se o valor da média e do desvio padrão presentes nos vetores Zop3_a e sigma3_a. Com os valores de média e desvio padrão mencionados é determinada a função de distribuição que traduz a probabilidade da proteção atuar em 3º escalão: ( ) P( ) ( ) ( ) ( ) (5.14) Tendo a probabilidade acumulada da proteção não atuar em 2º escalão que é dada pela função de distribuição: ( ) P( ) ( ) ( ) ( ) (5.15) Considerando que são acontecimentos independentes: P( ) P( ) P( ) (5.16) 57

76 Capítulo 5: Abordagem Probabilística Definindo um erro inferior a 0,5%, partindo do valor de Zop 3 registado no vetor Zop3_a e criando as funções de distribuição com o mesmo desvio padrão retirado de sigma3_a, determinam-se, incrementando o valor de Zop 3, o maior valor para Zop 3 que garante um erro inferior ao referido. Visto que a funcionalidade do 3º escalão é de reserva remota, o erro não necessita de ser tão reduzido como o considerado para a coordenação do 2º escalão com o 1º da proteção a jusante. Se a probabilidade de ocorrer falha de seletividade for superior a 0,5%, o valor de Zop 3 é decrementado até garantir um erro inferior ao mencionado. Nestas situações, a proteção da totalidade da linha vizinha é garantida pelo 4º escalão, sendo o 3º regulado de forma a garantir exclusivamente que não ocorrem falhas de seletividade com os 2ºs escalões das proteções a jusante. Na figura seguinte são apresentadas as probabilidades acumuladas de 3º escalão que foram simuladas até se obter o maior valor de Zop 3 que garante um erro inferior a 0,5%. Figura 5.15: Probabilidades acumuladas de 3º escalão da proteção secundária e 2º escalão da primária. Figura 5.16: Coordenação do 3º escalão da proteção com o 2º da proteção a jusante. 58

77 Capítulo 5: Abordagem Probabilística A figura anterior representa a regulação efetuada para o 3º escalão da proteção número 177 e para o 2º escalão da proteção número 125, correspondente à proteção da menor linha vizinha tendo em conta os infeeds. O valor com que se regulou o 3º escalão da proteção é registado na matriz Zescalao. Z A Tabela 5.5: Primeira linha da Matriz Zescalao com a regulação do 3º escalão. Z B Nº Proteção A Nº Proteção B Zop 1 Zop 2 Zop 3 Zop Após a regulação de todos os escalões e de se ter preenchido na totalidade a matriz Zescalao, é gravado no ficheiro ZescCAPE.txt e no ficheiro comparaprotec.txt, para todas as proteções de distância da rede, o seu número e os valores dos quatro escalões como parâmetros de entrada da macro ATUALIZAPROTEC ou COMPARAPROTEC. Excertos de cada um destes ficheiros são apresentados em seguida: Figura 5.17: Ficheiro comparaprotec.txt. Figura 5.18: Ficheiro ZescCAPE.txt. Depois de escritos os ficheiros, o script regulaprotec.m termina, regressando ao programa principal, principal.m. 59

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