SESSÃO BIENAL DE 2006 PARIS (FR) RELATÓRIO DE VIAGEM. Comitê de Estudos B5 Proteção e Automação

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1 SESSÃO BIENAL DE 2006 PARIS (FR) RELATÓRIO DE VIAGEM Comitê de Estudos B5 Proteção e Automação 1. Introdução Como de praxe, a 41ª Sessão Bienal do CIGRÉ foi realizada em Paris na França, no período de 27 de agosto a 1º de setembro de O relato que se segue traz a visão da delegação do Comitê de Estudos B5 Proteção e Automação do CIGRÉ-Brasil, nos assuntos de sua área de atuação. 2. Composição da Delegação A delegação brasileira do CE B5 na Sessão Bienal de 2006 foi composta pelos seguintes participantes: Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS), Coordenador do CE B5; Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL), Secretário do CE B5; Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU), Autor Principal de artigo brasileiro; Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS), Autor Principal de artigo brasileiro; Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil), Membro Correspondente do WG B5.07; Dr. Marco Antonio Macciola Rodrigues (CEPEL), Membro Correspondente do WG B5.20. Participaram também da Sessão Plenária do SC B5 Protection and Automation os seguintes colegas, que viajaram com recursos dos respectivos Comitês de Estudo: Dr. Paulo Gomes (ONS), CE C2; Eng. Saulo Cisneiros (ONS), CE C2; Eng. Maurício Moszkowicz (ONS), CE C2; Eng. Sérgio Zimath (REASON), CE C4; Eng. Cláudio Trigo (FURNAS), CE C2. O Eng. Marcelo Henrique Canabrava Viana e o Eng. Júlio César Marques de Lima, ambos da CE- MIG, também participaram da Sessão Plenária do SC B5, tendo viajado com recursos de sua empresa. 3. Balanço Financeiro Os gastos com a delegação do CE B5 para participação na Sessão Bienal de 2006 foram no total de R$ ,34. A tabela que se segue resume o investimento efetuado pelo CIGRÉ-Brasil com a profícua participação da Delegação do CE B5: 1/36

2 Nome Inscrição Passagem Ajuda de Custo Total Jorge Miguel Ordacgi Filho 2.092, , , ,05 Raul Balbi Sollero 2.092, , ,67 Rui Jovita G. C. da Silva 2.092, , , ,94 Rui Menezes de Moraes 2.092, , , ,17 Denys Lellys 2.092, , , ,06 Marco Antonio M. Rodrigues 2.092, , , ,05 Total , , , ,34 4. Evolução da Participação do CE B5 nas Atividades do SC B5 de 2004 a 2006 A tabela abaixo descreve a evolução do número de participantes custeados pelo CE B5 vinculada ao número de artigos e contribuições apresentados nos eventos do SC B5 realizados no período de 2004 a 2006: Ano Evento Participantes Artigos Contribuições ª Sessão Bienal Colóquio de Calgary ª Sessão Bienal Participação da Delegação Brasileira do CE B5 nas Atividades do SC B Reunião do Strategic Advisory Group: A reunião do SAG foi realizada na primeira parte da manhã de segunda-feira, 28 de agosto de 2006, sob a coordenação do Eng. Ivan De Mesmaeker (CH), Chairman do SC B5. Participaram o Secretário do SC B5, Eng. Paul Hindle (UK), e os Coordenadores dos quatro Advisory Groups: AG B5.51 Substation Automation and Remote Control, Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (BR); AG B5.52 Protection and Monitoring of Main Plants and Circuits, Dr. Mohindar Sachdev (CA); AG B5.53 Monitoring, Metering, Recording and Overall System Protection, Eng. Javier Amantegui (ES); AG B5.54 Asset and Information Management, Training and Education, Eng. Frank Koers (NL). Os assuntos debatidos foram basicamente os seguintes: Future Chairman & Secretary issues; Future Web Site responsibility & AG input; Managing WG time schedules; Publications & Electra; Ideas for new study topics (for WG, PS, etc.); Paris issues; Other subjects. 2/36

3 O Chairman informou que seu mandato terminará em 2008, sendo improrrogável. Para sucedê-lo já há dois nomes propostos oficiosamente. A expectativa é que o Secretário do CE B5 também venha a ser substituído, já que sua escolha depende exclusivamente do futuro Chairman. Houve debate sobre a utilização do Web Site do SC B5, que no momento encontra-se sob a responsabilidade do Eng. Didier Wiot (BE). Ficou patente a conveniência dos Advisory Groups acrescentarem seus dados e documentos no Web Site do SC B5. O Chairman relatou que o Technical Committee fez observações sobre o elevado número de WG e TF existentes na estrutura organizacional do SC B5. Este comentário refletiu-se nas decisões dos Advisory Groups e do próprio SC B5, visando não criar novas frentes de trabalho, como se verá a- diante neste relatório, a despeito de haver vários WG e TF em vias de concluir suas missões em 2006, como os que se seguem: WG B5.02 Coordination of Digital Relays and Conventional Current Transformers; WG B5.03 Fault and Disturbance Analysis; WG B5.18 Guide for Specification and Evaluation of SSC; TF B5.94 High Impedance Faults; TF B5.98 Protection and Control for Dispersed Generation and Impact on the Transmission. O Chairman recordou que um WG com poucos participantes deve ser transformado em TF. Sugeriu também que os Coordenadores dos Advisory Groups evitassem a criação de novos WG. Houve debate sobre a situação crítica do WG B5.11 Introduction of IEC61850 and its Impact on Protection and Control, que não tem apresentado evolução, vide críticas do Brasil na reunião anterior. Ficou decidido que o Eng. Jorge Miguel (BR) faria gestões no âmbito do AG B5.51 para que o restante do trabalho seja atribuído pelo Eng. Fernando Cobelo (ES), Coordenador do WG B5.11, ao Dr. Klaus-Peter Brand (CH), que se dispôs a assumir tal tarefa, conforme noticiou o Chairman. A respeito do WG B5.32 Functional Testing of IEC Based Systems, criado no Colóquio de Calgary (CA), decidiu-se que o assunto deverá ser tratado por uma TF. Uma vez que a Suíça não conseguiu encontrar um Coordenador, a oferta do Brasil foi aceita, devendo-se discutir o assunto no AG B5.51 para aumentar a participação. Como a TF B5.96 Software Certification não conseguiu iniciar suas atividades, o Dr. Sachdev (CA) sugeriu que sua ação seja adiada. Ainda sobre a estrutura do SC B5, o Chairman informou sobre sua intenção de extinguir o AG B5.54 em função de seu pequeno porte, distribuindo suas atribuições entre os demais Advisory Groups. O assunto foi posto em pauta na Reunião Plenária do SC B5. O Technical Committee solicitou que o SC B5 publique artigo na Revista ELECTRA sobre os trabalhos em curso e a tendência técnica em termos de Proteção e Automação. O documento será redigido em equipe pelos participantes do Strategic Advisory Group para publicação no início de O Chairman vai produzir o documento base e dar esta notícia durante a Reunião Plenária do SC B5. O assunto Ideas for new study topics (for WG, PS, etc.) corresponde a uma proposta do Eng. Rod Hughes (AU) visando criar mecanismos para aumentar a contribuições de empresas de energia elétrica de alguns países que só podem viabilizar o comparecimento de seus especialistas se houver a- presentação dos artigos de sua autoria além do tradicional debate em torno do Special Report. O Eng. Jorge Miguel (BR) explicou os procedimentos adotados nos eventos do CIGRÉ-Brasil, em particular no SNPTEE, ressaltando os sucessos em termos de presença e participação. Diante de tais argumentações, o Chairman informou que cogita em mudar o estilo do próximo colóquio. Houve 3/36

4 consenso que a inclusão de um tema preferencial de caráter muito geral é contra-indicada. O Dr. Sachdev (CA) sugeriu que se atribua cinco minutos para cada autor apresentar a motivação que conduziu à elaboração de seu artigo. O Eng. Amantegui (ES) acrescentou que isto implicaria no compromisso de presença compulsória do autor antes da aceitação do artigo. Optou-se finalmente por poster-sessions com duração de uma hora para cada tema preferencial, logo após a Sessão Plenária. O Eng. Hindle lembrou a conveniência de tornar os temas preferenciais mais atraentes para as empresas de energia elétrica. Entre os assuntos que são tipicamente analisados pelo SAG para debate nas Reuniões do SC B5 em Paris, destacaram-se os seguintes: Propostas do SC D2 para uma Sessão Conjunta em 2008; Proposta do SC B3 para uma Sessão Conjunta em 2008 especificamente sobre Process Bus; Escolha do tema do tutorial para o Colóquio de Madrid por sugestão do Dr. Sachdev (CA), deverá submetido aos Advisory Groups o tema Impact from Numerical Technology on the Application of Protection Systems, visando demonstrar o que mudou com a evolução tecnológica; o próprio Dr. Sachdev (CA) ficaria encarregado de fazer metade da apresentação, devendo-se escolher alguém da Espanha para a outra parte, prevendo-se duração total de três horas; Os Advisory Groups devem procurar indicações de Special Reporters para o Colóquio de Madri. Entre os assuntos gerais, o Chairman destacou sua obrigação de trocar Membros Regulares pouco ativos por Observadores que apresentem contribuição significativa. Os Engs. Amantegui (ES) e Jorge Miguel (BR) apresentaram pro forma a proposição do Eng. Dennis Holstein (US) para a criação de uma nova TF conseqüente das atividades concluídas sob sua coordenação, visto que já havia sido decidido que não se criariam novas frentes de trabalho nesta Sessão Bienal Reunião do Advisory Group B5.51 Substation Automation and Remote Control: A reunião do AG B5.01 foi realizada na segunda parte da manhã de segunda-feira, 28 de agosto de 2006, sob a coordenação do Brasil. Pelo Brasil participaram o Coordenador, o Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL), Secretário do CE B5, e o Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS). A ata da reunião constitui o Anexo I deste relatório. Participaram, além dos três brasileiros, onze Membros do AG B5.01 (CH, FI, FR, IEEE-CH, NO, PT e US). Participaram também os Coordenadores (ES, US e FR) dos WG B5.11, 13 e 36. Os assuntos debatidos na reunião foram os seguintes: Minutes of last meeting (2005); Report from WG B5.11, 13, 18 and 36; Convener and membership for WG B5.32; Tutorial subject for the Madrid Colloquium (2007); New WG/TF and issues on WG number and reports produced; Preferential subjects for 2008 and 2009; Other subjects. Além dos relatos dos Coordenadores dos quatro Working Groups [o Eng. Baass (CH) substituiu o Eng. Rietman (CH) com relação ao WG B5.18], os principais produtos da reunião foram os seguintes: Ativação do WG B5.32 Functional Testing of IEC Based Systems: - A Suíça não conseguiu indicar um coordenador, - O Brasil propôs o Eng. Iony Patriota de Siqueira (CHESF) para coordenar a Task Force B5.92, que deverá substituir este WG, 4/36

5 - O Dr. Apostolov (US), o Eng. Cease (US) e o Eng. Tholomier (FR) voluntariaram-se como Membros Correspondentes, - O Eng Meneses (PT) deverá indicar um participante adicional; Foi aceito o tema Impact from Numerical Technology on the Application of Protection Systems para o tutorial do Colóquio de Madrid em 2007, acrescentando-se as seguintes observações: - Incluir controle no título, - Acrescentar menção à IEC61850, - Agregar uma demonstração prática sem direcionamento comercial; Validação do WG sobre Innovative Maintenance Strategies Taking Advantage of New IED and Substation Functionalities, criado em no Colóquio de Calgary (CA) em 2005: - Aspectos organizacionais, - Avaliação de desempenho, - Ferramentas de suporte, - Processo de manutenção, - Funções avançadas para apoio à manutenção de equipamentos primários e secundários, - Especificação de requisitos de manutenção; Tema preferencial proposto para 2008 Impact of the Process Bus (Part 9-2 of IEC61850) : - Alocação funcional, - Funcionalidade distribuída, - Arquitetura de comunicação, - Confiabilidade requisitos de redundância e amostras multi-utilizáveis Reunião do SC B5: A 70ª Reunião do SC B5 foi realizada no dia 31 de agosto de Representando o Brasil, participou o Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS), na qualidade de Membro Regular e Coordenador do AG B5.51. O evento foi presidido pelo Eng. Ivan De Mesmaeker (CH), Chairman do SC B5, com o apoio do Eng. Paul Hindle (UK), Secretário do SC B5. Eis a agenda da reunião: Introduction of New Members; SC B5 Current Membership; Agreement of the Agenda; Approval Minutes 69 th Meeting Calgary; Review of Action List from 69 th Meeting Calgary; Issues Arising from 2006 Technical Committee Meeting: - WG/TF/AG Identification Numbers, - Number and Efficiency of SC B5 WG s/tf s, - CIGRÉ Awards, - SC B5 Chairman Succession, - SC B5 Article for ELECTRA, - Other Matters; Strategic Advisory Group; Significant New Proposals by SC B5 Members Special Contribution from AU; Reports from Advisory Groups Convenors; Organization of 2007 Colloquium: - Bulletin # 1 Release Plan (September 2006?), - Report from Local Organizing Committee, - Scope of PS s and Selecting Special Reporters, - Confirmation of Tutorial Topic and Organizers; SC B5 Future Activities: 5/36

6 - Selection of Preferential Subjects Paris 2008, - Colloquium Plan for 2009, - Suggestions for New WG s/tf s; Working Groups/Task Forces Progress Reports & Composition; Communications: - Electra, - Web Site; Information on Regional Meetings; Any Other Business; Date of Next Meeting; Close. O Anexo II deste relatório reproduz vários documentos que foram apresentados durante a Reunião do SC B5. Foram definidos os atuais Membros Regulares e Observadores do SC B5, bem como foram acolhidos os novos participantes. A figura contida na página 2 do Anexo II dá uma visão geral dos envolvimentos dos distintos países com o SC B5. A Ata da 69ª Reunião (2005) foi aprovada sem ressalvas. Na oportunidade, aproveitou-se para fazer uma revisão das ações mais importantes atribuídas aos Membros Regulares do SC B5 desde então. Questões oriundas da Reunião do Technical Committee realizada em Dubai em abril: O SC B5 é o comitê que tem o maior número de Working Groups e Task Forces, pois a média geral é de dez frentes de trabalho, e apesar de vários concluírem suas atividades em 2006, o problema permanece, sendo recomendado comedimento na criação de novos grupos; O Dr. Sachdev (CA) e o Dr. Palki (IN) foram agraciados com o CIGRÉ Award de 2006 por parte do SC B5; O Chairman explicou as regras para sua sucessão, notificando que já há dois nomes de possíveis sucessores; Uma vez que o Technical Committee solicitou que o SC B5 publique artigo na Revista ELEC- TRA sobre os trabalhos em curso e a tendência técnica em termos de Proteção e Automação foi comunicado aos presentes que o documento será redigido em equipe pelos participantes do Strategic Advisory Group para publicação no início de 2007, sendo a versão final previamente distribuída para todos os participantes do comitê. Como fruto da reunião do Strategic Advisory Group foram abordadas a questão da estrutura dos Advisory Groups e a modificação da dinâmica dos colóquios: Ficou decidida a extinção do AG B5.54 Asset and Information Management, Training and Education, devendo suas atribuições e participantes ser distribuídos pelos três AG remanescentes; A estrutura do SC B5 será modificada em função da decisão acima, permanecendo o Eng. Frank Koers por mais um ano no SAG, vide página 3 do Anexo II que contém a estrutura vigente até a reunião; A partir do Colóquio de Madri (2007), os artigos dos colóquios só serão aceitos se um dos autores garantir que vai participar do evento; Da mesma forma, ficou decidido que doravante haverá Poster Sessions com os autores dos artigos aceitos nos colóquios. Dando vazão à contribuição especial da Austrália, Eng. Rod Hughes (AU) externou sua preocupação sobre a carência de Especialistas em Proteção e Automação que hoje é vivenciada pelas empresas de energia elétrica. Considerando a missão do CIGRÉ no sentido de contribuir para a formação 6/36

7 profissional e promover debates, cabe ao SC B5 atuar para minimizar este problema, por exemplo, ajustando os temas preferenciais de maneira a facilitar a participação de engenheiros juniores, para quem a publicação de trabalhos será um estímulo adicional, além de promover sua integração num cenário internacional. Isto poderia ser viabilizado por meio de temas gerais. Houve extenso debate, encerrado pelo Chairman, que recordou as modificações já introduzidas para o Colóquio de Madri (presença do autor e Poster Sessions), determinando que todos devem refletir sobre este assunto para voltar a discuti-lo na Reunião de A apresentação do Eng. Hughes (AU) está reproduzida nas páginas 4 a 6 do Anexo II. O relato das atividades do Advisory Group B5.51 Substation Automation and Remote Control foi realizado pelo Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS), que resumiu o contido na respectiva ata de reunião reproduzida no Anexo I deste relatório. Como destaque, deve-se registrar a formalização do Eng. Iony Patriota de Siqueira (CHESF) como Coordenador da TF B5.92 Functional Testing of IEC Based Systems. A apresentação do AG B5.51 está reproduzida nas páginas 7 a 12 do Anexo II. O relato das atividades do Advisory Group B5.52 Protection and Monitoring of Main Plants and Circuits foi realizado pelo Dr. Mohindar Sachdev (CA), destacando-se o seguinte: Situação dos Working Groups: - WG B5.02 Coordination of Digital Relays and Conventional Instrument Transformers relatório será concluído em 2006, - WG B5.04 Modern Techniques for Protecting and Monitoring of Generating Plants relatório será concluído em 2008, - WG B5.05 Modern Techniques for Protecting, Controlling and Monitoring Power Transformers relatório será concluído em 2007, - WG B5.07 Modern Techniques for Protecting and Monitoring of Transmission Lines relatório será concluído em 2008, - WG B5.10 Protection of Series Compensated Lines and Series Capacitor Banks o relatório será concluído em 2008, - WG B5.15 Distance Protection relatório será concluído em 2006/7, - WG B5.16 Modern techniques for Protecting Busbars in High Voltage Networks relatório será concluído em 2007, - WG B5.17 Software Models for use with Electromagnetic Transient Analysis Programs trabalho finalizado, - WG B5.17 Protection, Control and Monitoring of Shunt Reactors está começando suas atividades, mas ainda não tem um quadro suficiente de participantes; Novas frentes de trabalho só serão propostas ao SC B5 no Colóquio de Madri; Foram propostos dois Relatores Especiais para o Colóquio de Madri: - O Eng. Zoran Gajic (Rússia) para o Tema Preferencial 1 (Proteção de Barramentos), - O Eng. João Afonso (PT) para o Tema Preferencial 3 (Proteção de Linhas de Transmissão); Foi aceita a proposta do SAG para o tutorial do Colóquio de Madri, registrando-se a concordância com as proposições do AG B5.51 (vide Anexo I deste relatório); Proposição de tema preferencial para a Sessão Bienal de 2008 foi a respeito de testes de sistemas numéricos; Proposições gerais: - Os WG devem ter chance de marcar reuniões na quinta e na sexta-feira antecedentes às Sessões Bienais, - O Technical Committee deve exercer maior pressão sobre os Comitês Nacionais para maximizar a participação nos eventos do CIGRÉ, - Os artigos e os relatórios especiais devem ser disponibilizados no Web Site do SC B5, 7/36

8 - As contribuições devem ser submetidas com uma semana de antecedência sob perspectiva de recusa de comentários gerais, de modo a prover pelo menos dois minutos para cada contribuição relevante. A apresentação do AG B5.52 está reproduzida entre as páginas 13 e 18 do Anexo II. A última proposição do AG B5.52 suscitou um amplo debate com os seguintes destaques: O Dr. Brand (CH) sugeriu que os relatórios especiais tenham apenas oito perguntas para cada tema preferencial; O Dr. Apostolov (US) apontou a perda de foco conseqüente de muitas subquestões em uma única pergunta; O Eng. Steinhauser (Áustria) enfatizou a necessidade de rejeitar comentários pouco relevantes; O Eng. Adams (UK) mencionou a conveniência de proibir que telefones celulares permaneçam ligados; O Dr. Sachdev lembrou que os aperfeiçoamentos devem conduzir a uma maior disponibilidade de tempo para as contribuições espontâneas; O Chairman decidiu-se por limitar cada tema preferencial a dez questões singelas e receber as contribuições com uma semana de antecedência, rejeitando-se as demais assuntos que ele vai levar para apreciação do Technical Committee. O relato das atividades do Advisory Group B5.53 Monitoring, Metering, Recording and Overall System Protection foi realizado pelo Eng. Javier Amantegui (ES), destacando-se o seguinte: Situação dos Working Groups: - WG B5.03 Fault and Disturbance Data Analysis, Including Intelligent Systems relatório será concluído em 2006, - WG B5.09 Remote On-Line Management for Protection and Control relatório será concluído em 2006, - WG B5.19 Protection Relay Coordination relatório previsto para 2007, - WG B5.20 New Trends for Automated Fault and Disturbance Recording and Analysis relatório previsto para 2008, - WG B5.21 New Local Protection and Control Approaches to Minimize the Impact of System Disturbances relatório previsto para 2008, - WG B5.22 WiFi Protected Access for Protection and Automation relatório concluído em 2006, - WG B5.34 Impact of Renewable Energy Sources and Distributed Generation on Substation Protection and Automation relatório previsto para 2008; Situação das Task Forces: - TF B5.94 High Impedance Faults relatório previsto para 2007, - TF B5.98 Protection and Control for Dispersed Generation and Impact on Transmission relatório será concluído em 2006; Proposições de novos Working Groups: - Application of Synchrophasors to Power System Monitoring and Protection, - Denial of Service Threats that Degrade Quality of Service for Protection and Automation; Foi aceita a proposta do SAG para o tutorial do Colóquio de Madri, enfatizando-se que seja evitado qualquer enfoque comercial; Temas preferenciais propostos para 2008: - System Testing and Procedures, - New Technologies and Devices Used in the Implementation of System Wide Protections, - Impact of Renewable Energy Sources and New Generation on Protection and Control; Propostas gerais: - Guia para ter Working Groups eficientes, 8/36

9 - CIGRÉ deveria ter meios de facilitar a realização de conferências pela Internet para agilizar a ação dos WG e TF, - As minutas de relatórios de assuntos afins com outros SC devem ser enviadas a eles para a- preciação antes da publicação, - Reunir especialistas de proteção e sistemas elétricos para debater proteção, monitoramento e controle de sistemas elétricos. A apresentação do AG B5.53 está reproduzida entre as páginas 19 e 25 do Anexo II. Em decorrência da exposição do AG B5.53, o Eng Holstein (US) fez uma apresentação intitulada Recomended Guide to Improve Production of Technical Brochure Experiences Learned by WG B5.22, reproduzida entre as páginas 26 e 29 do Anexo II, com destaque para: Falta de verdadeiros especialistas e pessoas de empresas de energia elétrica; Uso do Microsoft Live Meeting ou produto equivalente; Reuniões pela Internet com duração de uma hora no máximo uma hora e meia a cada trinta dias com foco em um único tema, um capítulo, por exemplo, Comentários: - O Dr. Apostolov (US) lembrou a questão de diferença de fusos horários como fator de dificuldade decorrente da formação do WG ou TF, - O Dr. Kezunovic (US) perguntou sobre o tempo para preparo da infra-estrutura de cada reunião, tendo o Eng. Holstein (US) respondido que, de fato, faz-se necessário o apoio de diversas pessoas. Entre as páginas 30 e 54 do Anexo II pode ser apreciada uma interessante apresentação da parte do Dr. Palki (IN), intitulada Experiences on Application of P&C to Minimise Impacts of Disturbances, decorrente de debates ocorridos na Reunião do AG B5.53. O relato das atividades do Advisory Group B5.54 Asset and Information Management foi realizado pelo Eng. Frank Koers (NL), destacando-se o seguinte: Situação dos Working Groups e Task Force: - WG B5.08 Refurbishment Strategies Based on Total Cost of Ownership, Operational Risks and Technical Constraints atividade iniciada em 2005, - WG B5.31 Management of Protection Settings atividade iniciada durante a Sessão Bienal de 2006, - TF B5.08 Software Certification and Version Management sem atividade, deve ser extinta; Foi aceita a proposta do SAG para o tutorial do Colóquio de Madri; Proposições de novos Working Groups: - Demands from Protection Perspective on Communication Network Infrastructure out of the Substation (joint working group with SC D2), - Implementation, Configuration Redundancy Protection System Based on IEC 61850; Proposições de temas preferenciais para 2008: - Experiences and Migration Strategies with Refurbishment Protection and Control Systems (WG B5.08 report), - Experiences and Systems for Remote Maintenance Protection and Control Systems, - How to Implement Redundancy Protection System Based on IEC A apresentação do AG B5.54 está reproduzida entre as páginas 55 e 60 do Anexo II. O Colóquio de Madrid será realizado no Palácio de Congressos de 15 a 20 de outubro de Haverá visita técnica a Toledo, onde se encontra o Centro de Operação de Energias Renováveis. A ex- 9/36

10 posição do Eng. Amantegui (ES), que se encontra nas páginas 61 a 70 do Anexo II, destacou os seguintes aspectos: Distribuição do tempo: - Segunda-feira, 15 reuniões dos Working Groups, - Terça-feira, 16 reuniões dos Advisory Groups pela manhã simultaneamente com a finalização das contribuições e tutorial à tarde, - Quarta e quinta-feira, 17 e 18 Sessão Plenária do SC B5, - Sexta-feira, 19 Reunião do SC B5, - Sábado, 20 visita técnica; Há possibilidade de se cobrar taxa de inscrição, cujo valor ainda não está definido; O tema proposto pelo SAG para o tutorial será desenvolvido pelo Dr. Sachdev (CA), pelo Dr. Brand (CH) e por um especialista de uma empresa de energia elétrica espanhola; Os relatores especiais serão os seguintes: - Tema Preferencial 1 New Trends on Busbar Protection Eng. Zoran Gajic (Rússia), - Tema Preferencial 1 Acceptable Functional Integration in Substations Protection and Control Systems será provido pelo WG B5.13, sob a coordenação do Dr. Apostolov (US), - Tema Preferencial 3 Protection of Transmission Lines and Coordination of Transmission System Protection Eng. João Afonso (PT). No que tange às atividades futuras do SC B5, o grande foco ficou na organização da Sessão Plenária e eventuais Sessões Conjuntas para 2008 e na escolha do local para o Colóquio de Foram selecionados os seguintes temas preferenciais para 2008: Life-Cycle Management of Protection and Control Systems 21 votos: - System Testing Policy, - Procedures and Experiences, - Testing of Numerical Protection Systems, - Experiences and Systems for Remote Maintenance; Impact of Process Bus 16 votos: - System Reliability, - Communication Architecture. Os demais temas votados foram os seguintes: New Technologies and Devices Used in the Implementation of System Wide Protection 13 votos: - Including Telecommunication System Performance and Requirements, - Communication Between Distributed Systems at Different Levels and Locations, - Nota: como este tema depende também do SC C2, foi feita nova votação para determinar se seria interessante utilizar meio expediente para uma sessão conjunta, apurando-se 8 votos a favor e 13 contrários; Criteria and Experiences with Migration Strategies for Refurbishment of Protection and Control Systems (WG B5.08 report) 8 votos. Na página 71 do Anexo II há uma tabela que resume o tratamento dado à questão dos Temas Preferenciais para Para deliberação sobre o local do Colóquio de 2009, a Coréia e o Japão fizeram apresentações sobre suas propostas, vide páginas 72 a 82 do Anexo II: a Coréia propôs Jeju, uma cidade litorânea de lazer localizada numa ilha com um vulcão extinto, ao passo que o Japão propôs Tókio, uma vibrante megalópole. A cidade de Jeju na Coréia foi selecionada como o local do Colóquio de 2009 com 12 votos contra 9. 10/36

11 Tendo em conta as orientações do Technical Committee, o Chairman obteve unanimidade no sentido de não se criar novos Working Groups ou Task Forces na Sessão Bienal de 2006, devendo o assunto ser revisitado na Reunião de 2007 do SC B5, durante o Colóquio de Madri. As apresentações dos Coordenadores dos WG e TF complementaram as informações dos Advisory Groups com detalhes do andamento dos trabalhos, porém sem destaques. O Web Site do SC B5 está agora no seguinte endereço: A apresentação efetuada pelo Webmaster do SC B5, Eng. Didier Wiot (BE), está reproduzida nas páginas 83 a 87 do Anexo II. Os Engs. Javier Amantegui (ES) e T. W. Cease (US), conforme apresentação reproduzida nas páginas 88 a 92 do Anexo II, trouxeram notícias do andamento dos trabalhos de interesse comum no âmbito do IEEE PSRC WG C4 Global Industry Practices with System Integrity Protection Schemes. O Dr. Klaus-Peter Brand (CH) relatou o andamento das atividades no âmbito do TC 57 da IEC, utilizando a apresentação reproduzida a partir da página 93 do Anexo II Sessão Plenária do SC B5: A Sessão Plenária do SC B5 foi realizada ao longo do dia 29 de agosto de 2006, dedicando-se meio expediente para cada um dos Temas Preferenciais. Os trabalhos foram presididos pelo Eng. Ivan de Mesmaeker (CH), Chairman do SC B5. A logística do evento ficou sob o encargo do Eng. Paul Hindle (UK), Secretário do SC B5. Como de praxe, o CE B5 realizou um intenso trabalho prévio de preparação para participar da Sessão Bienal de O fulcro de tal preparação foi o Seminário Interno do CE B5, realizado em 31 de julho e 1º de agosto de Os seguintes participantes do CE B5 analisaram artigos e fizeram apresentações para subsidiar a elaboração das contribuições brasileiras: Eng. Adriano Pauli (ELE- TROSUL), Eng. Álvaro Ximenes de Carvalho (ELTMAN), Eng. Allan Cascaes Pereira (UERJ), Eng. Davidson Geraldo Ferreira (CEMIG), Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil), Eng. Gilberto José Rigotto Jr. (CEMIG), Eng. Gustavo Adolfo de Galvão Arruda (CHESF), Eng. Jayme Evaristo da Silva Filho (FURNAS), Eng. Jeder Francisco de Oliveira (CEMIG), Eng. Júlio César Marques de Lima (CEMIG), Eng. Luis Fabiano dos Santos (ABB), Eng. Marcelo Eduardo de Carvalho Paulino (ADIMARCO), Dr. Marco Antonio Macciola Rodrigues (CEPEL), Dr. Renan Giovanini (ONS), Eng. Roberto Campos de Lima (FURNAS), Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS), Eng. Sergio de Oliveira Jacobsen (SIEMENS), além do Secretário e do Coordenador do CE B5. O Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU) também participou do Seminário Interno, abrilhantando o evento com apresentação sobre seu artigo. A todos e aos demais que compareceram ao Seminário Interno os agradecimentos da Coordenação do CE B5. Além dos subsídios para as contribuições, a riqueza dos debates também apontou dúvidas sobre alguns dos artigos. Seguem abaixo as questões que foram esclarecidas (sic) pelos autores: Artigo B5-107 STANDARD IEC OPENS POSSIBILITY TO DEVELOP NEW MORE EF- FICIENT ARCHITECTURES OF SUBSTATION AUTOMATION AND PROTECTION SYSTEMS Perguntas do Dr. Marco Antonio Macciola Rodrigues (CEPEL) e respostas do Eng J. Curk (Eslovênia): 11/36

12 Once IEC61850 leads to modularity, including separation between hardware and software, in your opinion, what kind of redundancy will be necessary? Shall redundant protective schemes be considered as we currently do with relays? We believe that there will be no universal answer to this question. In some cases, all components in the protection system chain will be redundant (very important power system elements), and in some cases, only CPU-s will be redundant. In some cases, each CPU will run protection for more bays/elements and in some only one set of protection functions, as done at the moment with classic relays. Which option will be used in particular case, not only technical but also economical criteria will be considered. Bearing in mind the possibility of adding new protective functions by third party (the user or someone else), what kind of procedures are quoted in the Standard to assure the whole system quality (we think that item 4 of is not enough)? What tests would be necessary for a single change in the software? IEC is not addressing this problematic at all. We consider standard more as a basis for the development in this direction. So these questions will have to be addressed in the future in the case of development in this direction. But we have quite good example in other tools for automation, like high performance PLC systems for industrial automation. When someone is adding new functionality he needs to know what he is doing and have to take responsibility. Regarding testing, we already have possibility to change and program tripping signals and outputs, that can affect proper operation of relays and customers are using it. But they always keep the testing in the frame of periodical testing. So, new functionality will have to go through complete functional testing, but the rest of the functions will most probably stay in the frame of periodical testing. First of all, certain level of confidence into new concept and equipment will be needed. In your opinion, which parts of the software code will be allowed to be changed by the user? Any kind of separation or modularization would help to assure security and simplicity? By our opinion, functional part will be changed or better, new code will be added. I do not believe, that one will really change it. He can write new function in the frame of new module. Than he can start is as new task. Complete modularity of SW is a condition. What would be the role of the system integrator within this new environment? Would there be an integrator for new software versions? As now, system integrator will have different roles with different utilities. Some utilities have own personnel to deal with such things and they will most probably be the first to use such systems. Other will use system integrators to do it for them, when they will recognize advantages of new approach. Artigo B5-206 USE OF AN INTEGRATED AC/DC SPECIAL PROTECTION SCHEME AT MANITOBA HYDRO Perguntas do Eng. Roberto Campos de Lima (FURNAS) e respostas do Eng. Narinder S. Dhaliwal (CA): What kind of device provides the power flow information? What is the latency time? The power flow is measured by normal transducers. Measurement is duplicated with discrepancy check between the two channels. In case of discrepancy an alarm is initiated. If the telecom channel has failed the measurement from that channel is ignored and only the healthy channel value is used. There is a delay time of 15 seconds. When a trip signal is received the MW flow value is frozen at the last value. This allows the SPS to remember the power flow before the trip occurred. The SPS memory is reset to zero by the operator, before the line is re-energized. What is the controller action for multiple contingencies? For the trip of multiple tie lines, the mw reduction value will add. For example if a 230 kv line with 100 MW flow trip the reduction will be 100 MW. Now if another tie line trips with 200 MW, the reduction will increase from 100 to 300MW. (It assumed that the second tie line tripped before the operator had chance to reset the SPS). For the 500 kv line components, the maximum of the various reductions is used. For example if the SVC trips the reduction is 20% and now if the south line trips 12/36

13 the reduction will increase from 20% to 40% but not add to 60%. Of course each power system is unique and system studies must be conducted to find the optimum scheme for the power system under study. We understood that the special protection scheme does not use any voting system and duplicated information are available. What would be the advantage of using three controllers? The telecom channels are duplicated and each channel is considered to be good unless a telecom failure is indicated. The controllers are triplicate and the average value of all three healthy channels is used. If one channel is out of service for maintenance, the values from that channel are ignored. With digital technology, duplication is sufficient since the computers have self check system and can auto transfer between main and backup systems. Artigo B5-210 PHASOR MEASUREMENT UNIT (PMUs) APPLICATIONS IN THE TRANSMIS- SION NETWORK OF CFE MÉXICO Perguntas do Eng. Rui Menezes de Moraes e respostas do Eng. M. A. Silva Peruyero (México): What phasor exteriorization rate is been used? We didn t understand very well your question, but we guess that you refer to data acquisition sample rate: we use 15 samples per second. Once 70 relays are provided with a PMU function, they are not been used in the synchrophasors system. What would be the reasons for that? We have documented some problems with protection relays principal function blocked, working with PMU option together with SCADA data polling. When this paper was being written, we were thinking to use this protection relay in a specific way, only as protection relay or only as a PMU monitoring function, not together. But, some months after we received a new relay firmware as a proposed solution, presently we are evaluating the performance and that are no problems. Artigo B5-213 MODERN SYSTEM PROTECTION SCHEMES REALIZATION IN LARGE HY- DRO POWER PLANT AUTOMATION: LOCAL AND SYSTEM ASPECTS Perguntas do Eng. Jayme Evaristo da Silva Filho (FURNAS) e respostas do Eng. Andrey Grobovoу (Rússia): In your opinion, how do utilities consider the potential problem of communications failure for centralized SPS? Undoubtedly, this question could become the subject for activity of a special working group in CI- GRE. Therefore, my answer is based only on Russian experience in the field. There are many methods considering communication failure in centralized SPS. Advancement of SPS hardware and software is a significant factor for this subject. The SPS complex structures make an important impact on the methods. In general, these methods have to depend on organizing principles of the power system emergency control. In my opinion, the methods could be divided into two categories depended on the place where the task of power system state estimation and selection (behavior assumption) of the control actions are resolved. Traditionally, this is the task of SCADA/EMS of TSO level. In this case, the tele-indication and telemetry information from power system has to be sent to control center in order to be used for state estimation and selection of control action. These control actions, in the form of setting for SPS devices or SPS complexes, have to be sent back to power system for being used by SPS devices or SPS complexes. Russian Power Grid SО advocates exactly these principles and structure of power system emergency control. Three centralized control systems recently put into operation in different Russian interconnected power systems have to use this method. Detecting of communication failure is a function of power system state estimation program used in control center. The main demand for such way of deciding the problem is employing the advanced tools for power system state estimation in couple with reliable communication. Usually, these demands are not met, and so SPS complexes are forced to function not too rationally. I am an apologist of another way of considering the communication failure and improving the SPS effectiveness. In my opinion, SPS complexes should be able to solve the task of the power system 13/36

14 state estimation by their own on the base of tele-indication and telemetry information, and information about conditions of the power system outside of the service area of tele-indication and telemetry. Without question, in order to improve the SPS performance, it is needed to use WAMS/WACS technologies. In this case, one can detect a communication failure by comparing the angle difference on transmission system and power flow telemetry in the particular segment of the transmission system. Were higher costs experienced in comparison to distributed SPS? Can further reasons be given to prefer one or the other of the described types? To my mind, presently the SPS terminology is not enough clarified. In the discussed papers references the suggestion to distinguish the coordinated SPS system and centralized SPS system, as well as the centralized SPS complexes and remote SPS devices has been done. Their difference is the communication features meaning the data exchange between the SPS system and SPS complex or device. The functionality of the present SPS equipment at the Bureya HPP allows naming it as central SPS which implies the utilization of telemetry and tele-indication in conjunction with the wide area detection system. However, this centralized SPS complex does not get any information regarding power network model or control action settings from upper level centralized SPS system or coordinated SPS system, that means the local state or distributed SPS. That is why the costs cannot be exactly specified without accurate terminology of the SPS related levels of functionality. In my opinion, the cost of SPS of upper level is ten times higher than the cost of local SPS. What would be the order of magnitude of the typical operation time for each level? There is no single meaning answer on this question. Russian electrical industry norm regulates the critical time for local SPS used for prevention of appearance of the power system dynamic instability as 200 ms. Centralized SPS complexes can exceed this time due to some time delays for transfer of the wide area detection system (WADS) signals and transfer of control action signals. For example, the exact time of a control actions forming by Bureya HPP SPS is 7-9 ms. Approximate time of WADS signals transfer, in my opinion, amounts to ms, and rough time of transfer of control action (I mean a load shedding) with taking into account the circuit breaker time operation can run up to ms. The allowed time of control action forming can be increased by applying the multiple dynamic breaking and long-term unloading of hydro-turbines. Simulation of the multiple dynamic breaking in couple with the long-term unloading of hydro-turbines with reference to the Zeya and Bureya HPPs has shown such possibility. This time can be enlarged up to 2-3 seconds depending on the breaking resistors energy intensity. This obstacle permits to realize the different power system state estimation algorithms and selection of the control actions directly by SPS complexes. Artigo B5-216 OPERATIONAL EXPERIENCE WITH WIDE AREA MEASUREMENT SYSTEMS Perguntas do Eng. Gustavo Adolfo de Galvão Arruda (CHESF) e respostas do Eng. W. Sattinger (CH): Do you have further information on the following subjects? Incompatibility among PMUs of different manufacturers; Data corruption by communication links; Means for reliable data storage (files and access). In your opinion, what are the perspectives for the implementation of adaptive system-wide protection and control? Based on the fact that we have only in use and therefore experience with the ABBs equipment I am not in the position to deliver at this point qualified details. However, I know from similar installations that a mix of arbiter PMUs and ABB software works fine. The main point is that all the equipment should "clearly understand" the IEEE standard for communication between the PMU and the data concentrator itself. 14/36

15 Of course a critical point for this technology is a reliable telecommunication, without that the whole system couldn't be used at all due to the fact that the PMUs itself do not store any measurements. On the other side the measurements are send out as very small ftp packages with dedicated time stamps each cycle, so the only think which have to be done accurately to arrange this receiving accurately in a database. ABB uses therefore the OPC standard in a quite successful and modern way based on object oriented programming environment. By doing this bad data are flagged and the data processing software recognize these false measurements. As already mentioned, the platform we have in use id the ABB industrial IT platform with the embedded OPC library. From here we have all comfort of access either as client management for creating an intelligent link to our SCADA system or to extract pre-configurable CSV files for postmortem analysis. The ring buffer for all measurements is currently of a size of two weeks, that means everything which is not extracted within this time span is automatically overwritten. Os artigos e os Special Reports podem ser encontrados no Web Site do CE B5: Tema Preferencial 1 The Impact of the IEC Standard for Communication Networks and Systems in Substations on Current and Future Practices for Protection and Automation Relator Especial: Eng. Marco C. Janssen (NL) Todas as contribuições referentes a este assunto estão transcritas no Anexo III deste relatório. Tema Preferencial 2 The Use and Benefits of Protection Systems and Substation Automation for Major Disturbances, Namely New Local Protection and Control Approaches to Minimize Impact and Techniques for Maintaining System Integrity and Security During Large Disturbances Relator Especial: Eng. Albertino Cerejo Meneses (PT) Todas as contribuições referentes a este assunto estão transcritas no Anexo IV deste relatório. Desta forma, o leitor terá uma visão completa de como transcorreu a Sessão Plenária do SC B5 Protection and Automation. 6. Contribuições Apresentadas pela Delegação Brasileira 6.1. Tema Preferencial 1 The Impact of the IEC Standard for Communication Networks and Systems in Substations on Current and Future Practices for Protection and Automation Question 1.1: Which approach allows utilities to define standardized substation architectures once and then re-use them for all substation automation projects? Dr. Marco Antonio Macciola Rodrigues (CEPEL): In Brazil there is an enormous expectation about developing standardized architectures for substation automation in order to reduce overall project costs and development time, particularly in engineering, testing and commissioning. The main reason is that Brazilian power system is going through a major expansion in the transmission grid as well as facing the need for restoration in a large number of old substations. Both measures are meant to support economic growth while allowing for improved system security. To achieve for system expansion the country s government decided for a regulation model where new transmission line concessions are sold in public auctions. However, the proponents bids include the tariffs to be applied to remunerate the transmission service. It means that a proponent will need more time to recover its investment and is very interested in reducing the overall costs. Fortunately, Brazil has a long time practice in developing substations with standardized configurations, because most of transmission system belonged, in the past, to a large national holding. This fact corroborates with the effort of defining standardized architectures for substation automation systems. Nowadays, with the introduction of the IEC standard, this advantage not only holds, 15/36

16 but it is highly desirable, as IEC devices and systems demand an initial configuration effort that is not to be underestimated. It is a general belief that with such characteristics the effort of building the new substations and restoring old ones shall benefit more from the adoption of as IEC devices and systems if standardized solutions are used. Question 1.2: With the separation of hardware and software, more possibilities emerge to add functions to systems. What will be the impact of such an approach for system testing and system availability and what are the conformance requirements for the individual components? Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL): The special reporter addresses a very timely concern, natural consequence of technology evolution (hw/sw cheaper, more powerful, more standardized), that leads to the tendency to use a single hardware platform for a whole family of functions (software). Besides this, the manufacturers have now a very real possibility to add (or modify) functions to systems already in service. The perspectives of the manufacturers and users for these initiatives are quite different. In fact, the manufacturers have a much better context and awareness of the possible impact of some addition or modification on the performance and reliability of his product than users do. In face of this, it would be not surprising if users tended to be much more conservative in this matter, either not allowing any modifications at all (firmware updates, for instance) or conditioning such actions to a complete retest of the equipment. Of course, the economic impact of such strategy must not be underestimated. An informal survey among CIGRÉ associated Brazilian utilities partially confirmed such expectations but revealed different practices among them, generally associated to the systemic importance of the protected components. In fact, high voltage transmission operators tend to be extremely conservative in this matter, while distribution utilities are more receptive to initiatives as firmware upgrades, without complete and costly retesting. This (limited) survey revealed, also, that this is a matter of concern for Brazilian utilities, indicating that they would benefit from a more structured and technical reference to these initiatives, possibly through a CIGRÉ Guide that comes to explore all involved aspects for good practices. Question 1.3: Are fault-tolerant systems acceptable as a replacement for the main 1 and main 2 approach for protection schemes? Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS): Brazil has a significant experience with fault-tolerant systems, as it is the case of decentralized busbar protections which have duplicated central units permanently in service. Even been fault-tolerant, such an arrangement is not considered fair enough when availability is the issue, because the whole busbar protection is taken out of service during maintenance. Happily, maintenance is not frequent in digital devices and in the future it surely will be even less frequent. There was an interesting example with one of these protections, which was installed in a large EHV substation (twelve bays) already configured for a planned expansion. So there was a bay unit in service waiting for a new transmission line scheduled to be commissioned in couple of months. A failure in the optical communications of this very unit imposed blocking to the whole busbar protection. As usual, a busbar internal fault happened right away Summing up, the expected performance of fault tolerant systems must be analyzed under the dependability, security and availability viewpoints, before leading to a change in the main 1 and main 2 redundancy philosophy. In a mid-term horizon, economic issues will certainly lead to a revision in the redundancy concepts. Perhaps it is time to revisit the report on Reliable Fault Clearing and Back-up Protection issued in the mid nineties. Question 1.10: One of the concepts of IEC is the elimination of gateways. If, however, gateways are required for migration purposes, how can the goals of IEC 61850, regarding interoperability, availability, performance, reduction of engineering be met? 16/36

17 Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL): The Special Reporter raises the important issue of the possible failure to achieve some benefits expected from IEC in refurbishment projects, as a consequence of the use of gateways in the integration with legacy systems. Paper B5-103, from Germany, presents an interesting experience on the migration process from a substation automation system, based on non-iec communication network, to a hybrid configuration, using gateways. For this project, the authors propose two types of gateways: type A, with the functionalities of master of the 61850, will grant the access of legacy systems to a bus, and type B gateways (slave) will allow the distribution of the local information to regional and remote control centers. Brazilian experience in this matter points to another aspect of the problem. In fact, it is becoming increasinly frequent, in Brazil, the expansion of an existing substation, integrating IEC IEDs to the legacy architecture. To support these needs, it was our decision to develop a system with the functionalities of local IHM and multiprotocol (master and slave) gateway, running in a high reliability hardware (protection class). Doing this, the legacy part of the automation system can be left unchanged, directly connected to the IHM/Gtw (no new gateways). All new substation automation equipment, compliant, can be connected to a bus, also monitored by the IHM/Gtw. In short, our experience with this solution has demonstrated some achievements: No new gateways in level 1 (this functionality is incorporated to the single IHM/Gtw) Preservation of the original communication infrastructure, no matter if based in DNP 3.0, IEC 101, IEC 104, etc. (reduction of engineering costs) Incorporation of many goals expected from IEC to Level 2, including automated configuration, monitoring of Goose messages, etc. Regional Scada Remote EMS 104 ICCP Level 2 Local HMI/Gateway DNP ICCP Level 1 Bay Controler Gateway Bay Controler & Protection Bay Controler & Protection New Controler & Protection Process bus 103 Protection Process Process Process Process Question 1.11: How can these local migration issues be tackled in a system-wide approach? Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil): In Brazil, the migration strategy adopted by the utilities for the protection and system control considers each case and not a wide solution. However, as a basic philosophy, the utilities require the digital control and protection system to be totally integrated and redundant based in the new standard IEC Tema Preferencial 2 The Use and Benefits of Protection Systems and Substation Automation for Major Disturbances, Namely New Local Protection and Control Approaches to Minimize Impact and Techniques for Maintaining System Integrity and Security During Large Disturbances 17/36

18 Question 2.1: How did Japanese utilities consider the potential problem of communications failure for centralised SPS? Were higher costs experienced in comparison to distributed SPS? Can further reasons be given to prefer one or the other of the described types? Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS): Brazilian 750 kv SPS, as described in article B5-203, is a centralized one. It collects information from all the 750 kv substations and processes them in duplicated PLCs located at Itaipu Power Plant. Despite having one single PLC and one single communication channel per substation, the SPS has proved quite reliable, because it takes advantage of the duplicated transfer-tripping structure associated to the protection of lines, equipments and breaker-failure. Any line open terminal condition (automatic or manual) leads to tripping the opposite breakers by transfer-tripping. Anything that might characterize the SPS initiation in a given substation is replicated in the neighbor That is how one. a single-star communication architecture could cope with the reliability and availability requirements of this application. This criterion was applied to other parts of the Brazilian Interconnected System, whenever similar conditions may be found. Unfortunately it cannot be applied to the whole power system, due to the country geographic dimensions, network density and communication unavailability. Question 2.2: How important could the establishment of international cooperation be in the implementation of SPS or Wide Area Systems? What impact could such cooperation have in the establishing new standard for emergency stability control? Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU): Some SPSs that involve and/or affect more than one country power systems need agreement of all countries to be implemented. The SPSs installed in Itaipu 50 Hz power system have been designed by a commission in which participate experts from Brazil and Paraguay. This commission is divided in three groups, one is responsible for electric studies, which design SPSs action and the input signal. The second group takes care off protection devices and designs the relays which will be used and their connections. The last group takes care off operational instructions to guide the system operators. This procedure is very important for a successful implementation. There is complete change, because one condition to do an international cooperation is that the countries reliability should be kept. Many times a SPS helps to attend this condition, however it must not be forgotten that always there is the possibility of SPSs accidental actuation leads troubles to the countries power systems. Some reasons required from SPS are listed below: A SPS action in one country can preserve the power system stability in the other, which many times can t do this control by yourself. So, the international cooperation can avoid a loss of stability or even a load shedding. It must be foreseen SPSs in order to prevent that an occurrence don t pass from one to other country. Question 2.3: How important are communication issues (availability, reliability, etc) for the implementation of SPS? Have any risk been identified involving overfunction in case of duplication/triplication of equipments? Have any misoperation been experienced that have had an influence on decisions concerning systems maintenance? Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU): The communication system must be available as near as 100 %, because its unavailability results in constraints for the power system as consequence of SPS unavailability. The same criteria is used for the reliability, understood as the correct reception of signal. To achieve this objective, which is preventing malfunction in presence of noise, the system could have more than one way to send the signal, like microwaves and power line carrier, when the SPS uses the signal level, or introduces a security bit, when the SPS uses a digital signal. The SPS commanded by PLC in Itaipu 60 Hz uses the PLC of the neighbor substation as backup when one PLC is failed, and there is loss of SPS logic only when two neighbors PLC are unavailable. 18/36

19 Other consequence of the increasing of communication system importance to the power system protection can be observed during maintenance procedures. Nowadays the services on the SPS are executed only during low load level period and with SPS off, because the power system can t support a single contingency in the others load periods without SPS. Yes, there is that possibility. The duplication/triplication of signal is used to increase reliability, in order to reduce the possibility of unnecessary SPS actuation, but when there is a fail in one of those signals, the duplication/triplication can imply refuse of a necessary SPS actuation when it is necessary. The SPS design always must foresee a minimal failure possibility face critical event, so, the duplication/triplication, using series or parallel connections, can t result in increase the fail in SPS actuation in this case. Yes, they are reported in the paper B There are either events when the SPS almost operated incorrectly. Nowadays the SPS output signal are isolated during maintenance, to avoid accidental actuation, and are imposed electric and energetic constraints for the power systems to perform maintenance in SPS equipment, to avoid bad consequences in case of accidental actuation. Question 2.5: Are there advantages in the evolution form local to centralized solutions with use of communications? Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU): Yes, there is a big advantage in terms of selectivity when a centralized SPS is used instead of local solutions. With using communication resources the SPS is free to use signals that can inform the status (on or off) and the operation conditions (power flow, voltage, current) of remote equipment on power system, which can help SPS to do better actions to reduce the impact on power system. The problem that it should be solved is if the critical time to execute the SPS action is attended considering the communication time. Probably the amount of remote signal should be limited in order to attend this time. Both 50 Hz and 60 Hz SPS in the Itaipu systems (paper B5-203) have been using communication to perform their actions. One advantage of using remote signal in Itaipu was the less restoration time after a total load rejection in the plant. Nowadays the generating units are conserved synchronized among themselves. Question 2.6: With reference to Paper 208 from Italy, is any similar approach convergence of protection and control activities being considered for other network? Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU): Yes, in Brazilian power system there is an application that uses signal of AVR of the Itaipu generating units to execute a power system protection function. The SPS done by PLC in Itaipu 60 Hz (see the paper B5-203) uses the combination of high power flow and low voltage value in the 765 kv transmission system, and the signal of the overexcitation limiter (OEL) actuation of the Itaipu generating units, to prevent voltage collapse in the 765 kv transmission system. The voltage collapse can occurs when the reactive power required from the power system to Itaipu 60 Hz generating units is higher than the units can supply. This SPS trips one machine at Itaipu 60 Hz, reducing the reactive power requirements by the 765 kv transmission system. The machine remains ready to be synchronized. Question 2.7: Can other experiences be reported in the integration of PMU from different manufacturers? Concerning the reported controlled tests, with effective switching, conducted in Mexico and Switzerland, are there reports of similar approaches / experiences from other utilities? Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS): It is well known the difficulty in the integration of PMU from different manufacturers. The recognition of these difficulties motivated the recent revision of the IEEE 1344 Standard. The new edition of this standard, now identified as C , takes care of PMU steady state performance, leaving for a next revision the standardization of PMU dynamic performance. Brazil is now starting a PMU Wide Area Measuring System with two main goals: system dynamic performance recording and real time state estimation. The Brazilian electric sector model implies that PMU acquisition and installation should be done by different utilities (that which owns the transmission lines selected to integrate the WAMS). 19/36

20 To overcome the expected difficulty that arises from the use of different PMU, the Brazilian ISO worked to obtain, trough the regulatory agency, the definition of the duties of all project stakeholders. These resulted in a top-down project approach, coordinated by the Brazilian ISO. To guarantee the fully system integration, the Brazilian ISO hired a consultant to develop the WAMS functional specifications. These specifications comprise the development of the system architecture, the PMU functional performance specification, the definition of a PMU test methodology and the requirements of the telecommunication channels. As the regulatory act establishes that utilities should buy and install PMU complying with the WAMS specifications, it is expected that this approach helps to overcome the difficulties from different PMU integration. Question 2.8: To what extent have recent blackouts influenced the regulatory environment especially concerning protection requirements? What new system-wide protection requirements were implemented as a result of increased regulatory or public pressure? Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS): The Brazilian electric sector was composed by some regional utilities each one with different protection requirements. These requirements were applied uniformly inside the utility s concession area. The new sector model, which was implemented after 1998, allows the open access to the transmission grid, the bidding of new transmission lines and the entry of non-traditional players everywhere in the transmission system. The transmission line bidding winner used to be the utility that offers the lower tariff, and to avoid jeopardizing the service quality, it was decided to establish in the Grid Code the minimum technical requirement that new utilities should comply with. In the early stage of this new model Brazil faced a huge blackout. As a consequence, the protection requirements included in the Grid Code were established with the system security in mind which resulted in more stringent requirements. After this blackout, it was identified some flaws in substation lay-outs and protection system. This work resulted in a regulatory act to allow the utilities to implement refurbishments when they were indicated by the Brazilian ISO. After this blackout, a System Wide Security Control Scheme was developed and installed in the Brazilian Transmission Grid by determination of the Ministry of Energy. Question 2.9: How successful has the implementation of system-wide common criteria for protection and control systems proved? With reference to the reported experiences of Romania, Spain and China, are there other instances where such approaches would be of interest? What impact does the decrease in critical fault clearing times have on the coordination of non-unit backup protection systems? Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS): Brazilian ISO and utilities decided to use more strict requirements for our main transmission network. For 345 kv and above transmission lines there must be duplicated teleprotection schemes (signaling through distance and ground directional overcurrent measuring units typically), which means that most of the faults will be cleared without time delay, faster than the generic 100 ms critical time. This critical time was established for single-phase to ground solid faults and it may be reviewed (reduced) for special (temporary) operative conditions. For the 230 kv and the few 138 kv systems included in the main transmission network there must be at least one teleprotection scheme. Once the current model of electric industry does not obligate to centralized planning, these requirements allowed to an easier generation expansion, adding successfully both thermal power plants and wind farms. This is coherent with the transmission expansion model, which requires stable and clear rules because it is based on minimum revenue for the transmission service. It may be said that Transmission Grid Procedures and the Transmission Expansion Model are quite successful. 20/36

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