UTILIZAÇÃO DAS PROTEÇÕES DE DISTÂNCIA COMO PROTEÇÃO SISTÊMICA. Itaipu Binacional

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1 GPC/ a 26 de Outubro de 2001 Campinas - São Paulo - Brasil GRUPO V PROTEÇÃO, MEDIÇÃO E CONTROLE EM SISTEMAS DE POTÊNCIA UTILIZAÇÃO DAS PROTEÇÕES DE DISTÂNCIA COMO PROTEÇÃO SISTÊMICA José Benedito Mota Júnior * Rui Jovita G.C. da Silva Itaipu Binacional RESUMO Os relés de distância são utilizados para proteger as linhas de transmissão e equipamentos terminais associados contra a ocorrência de curto-circuito, dotada de diversas zonas de ajuste de modo a proceder a coordenação entre as numerosas linhas de um sistema de potência, onde cada zona é ajustada em função do comprimento da linha. Este artigo se propõe a apresentar uma utilização para os tradicionais relés de distância visando a proteção do sistema elétrico de potência e não do equipamento. A proposta prevê a disponibilidade das zonas adicionais de proteção que o relés mais modernos já possuem e comandar ações como o corte de carga e/ou geração, visando restaurar condições normais de tensão e fluxo no sistema. PALAVRAS-CHAVE Proteção de Distância Proteção Sistêmica Esquemas de Controle de Emergência 1.0. INTRODUÇÃO A proteção de distância é uma proteção universal contra curto-circuito, seu modo de operação é baseado na medida e avaliação da impedância de curto, que é a razão entre a tensão e a corrente de falta, a qual no caso clássico é proporcional a distância até o ponto da mesma, daí a origem do nome. As proteções de distância podem ter suas zonas ajustadas com filosofia de retaguarda local ou retaguarda remota. A filosofia de retaguarda remota é menos seletiva que a filosofia de retaguarda local, uma vez que pode implicar em desligamentos de cargas desnecessárias para a eliminação de defeitos. A utilização desta filosofia implica em ajustes de impedância que provocam características de operação muito abrangentes no diagrama R-X, devido aos efeitos das fontes intermediárias, tornando as proteções sensíveis à atuações durante oscilações de potência. Os relés de distância possuem, normalmente, quatro zonas de proteção, sendo três (1ª,2ª e 3ª) para frente e uma (4ª) para trás. Um exemplo de utilização da proteção de distância de linhas de transmissão como proteção sistêmica é a proteção de perda de sincronismo entre sistemas elétricos, que identifica esta condição baseado na velocidade com que a trajetória da impedância medida alcança a curva característica deste relé. O objetivo deste artigo é propor a utilização da proteção de distância, basicamente daquelas zonas com ajustes de impedância maiores (2ªou 3ª zonas) passíveis de atuarem durante oscilação de potência, como uma proteção de caráter sistêmico, podendo ser utilizada como parte de Esquemas de Controle de Emergência (ECE s) na função de corte de carga ou corte de geração, tal como são utilizadas hoje as proteções de sobrecarga de transformadores [1]. Para tal foram realizadas simulações comprovando sua eficácia, assim como são apresentadas três ocorrências, uma no sistema brasileiro (11/03/1999 [2]) e duas no sistema paraguaio (01/12/1999 [3] e 03/03/2000[4]), em que sua utilização evitaria maiores conseqüências para os sistemas envolvidos. O uso da filosofia proposta requer a disponibilização de uma outra temporização para a atuação da zona utilizada, de forma que não seja afetada a principal função da proteção, que é proteger o equipamento PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA * Av. Tancredo Neves, 6731 Foz do Iguaçu PR CEP: Fone: (45) / fax: (45) / mota@itaipu.gov.br

2 2 Tradicionalmente a proteção das linhas de transmissão vem sendo feita por relés de sobrecorrente, relés diferenciais e relés de distância com e sem teleproteção, que significa a comunicação entre os terminais da linha. Apesar dos relés de sobrecorrente serem os mais simples e os de menor custo, são muito dependentes da configuração do sistema elétrico de potência, precisando com freqüência de reajustes e até de substituição quando as alterações que ocorrem no sistema de potência resultam em variações consideráveis no nível de corrente de curto-circuito. Já os relés diferenciais são normalmente utilizados quando envolvem equipamentos concentrados ou linhas muito curtas, e, além de serem mais caros, não são aplicáveis a linhas longas, que são a grande maioria. Por este motivo a proteção de linhas de transmissão tem sido feita, na maior parte das vezes, por relés de distância, os quais não são muito afetados por mudanças de configuração e/ou componentes de transformação e geração. O relé de distância consegue discriminar as faltas que ocorrem dentro e ou fora de uma determinada zona de alcance da proteção, ou seja, ele opera somente para faltas que ocorrem em determinados trechos da linha de transmissão previamente definidos pelo ajuste da impedância implantado no mesmo. A proteção de distância chega à decisão de atuação através da comparação entre a tensão no relé e a corrente "vista" por ele no local de sua instalação. Através da razão entre estas duas grandezas é possível obter o valor da impedância "vista" pelo relé de distância. A medida desta impedância de falta, é então comparada com o valor ajustado na proteção, se este valor for menor que o ajustado, se detecta que a falta é interna a zona de proteção definida pelo ajuste e então, um comando de trip é liberado para os disjuntores do circuito. Para esta decisão de atuação nenhuma informação ou equipamento adicional são necessários. As características de operação dos relés de distância são representadas em diagramas R-X, onde a resistência R é representada na abcissa e a reatância X no eixo das ordenadas. Sempre que a relação entre a tensão e a corrente cai dentro da área definida pela característica do relé, ele atua. Os relés de distância possuem, normalmente, quatro zonas de proteção, sendo três (1ª,2ª e 3ª) para frente e uma (4ª) para trás. Devido as incertezas na medida da impedância de falta, resultante dos erros de medida, erros de transformação (TC's e TP's) e a imprecisão do valor da impedância da linha de transmissão, a qual usualmente é obtida por intermédio de cálculos e não por medição, não é possível na prática, ajustar uma zona da proteção para cobrir 100% da impedância da linha. Por este motivo a primeira zona, que é intrinsecamente instantânea, ou seja, não possui temporização intencional ( t1 = 0 ), é tipicamente ajustada entre 85% a 90% do valor da impedância da linha protegida (Z 1 ). As demais zonas são temporizadas e são ajustadas conforme descrito a seguir [1], estando representadas na Figura 1: a segunda zona (Z 2 ) é ajustada normalmente entre 130% a 150% do valor da impedância da linha protegida. Seu objetivo principal é proteger de forma primária o trecho final da linha, o barramento adjacente (no caso deste barramento não possuir proteção própria), além de fornecer proteção de retaguarda ao início das linhas que saem do barramento. Daí a necessidade de sua temporização a fim de se coordenar com a primeira zona das proteções destas linhas adjacentes. a terceira zona(z 3 ) é tipicamente ajustada em 100% do valor da impedância da linha protegida mais 130% a 150% da impedância da linha adjacente mais comprida que sai da barra oposta. Possui como objetivo fornecer proteção de retaguarda às primeiras e segundas zonas das proteções das linhas que saem do barramento adjacente, possuindo a temporização ajustada para tal. a quarta zona é ajustada conforme as necessidades e a filosofia do sistema, em alguns casos a quarta zona pode ser ajustada como não direcional, servindo como elemento de partida do relé (característica de impedância). FIGURA 1 Quando uma falha ocorre próxima a um dos terminais de uma linha de transmissão, o relé deste terminal comandará um disparo instantâneo de seus disjuntores, enquanto que a proteção do terminal oposto medirá a falha fora da primeira zona, operando portanto com um retardo de tempo. Esta condição não é a ideal, pois o desejável é que o disparo ocorra de forma simultânea e com alta velocidade em todos os terminais da linha para curtos-circuitos internos. A proteção de linhas de transmissão com a utilização de fio piloto é a responsável por esta simultaneidade de disparo dos disjuntores Algumas das vantagens deste disparo são listadas a seguir: Melhoramento da estabilidade transitória do sistema de potência Possibilidade de aplicar religamento automático de alta velocidade, reduzindo os tempos de interrupção.

3 3 Redução da possibilidade de dano dos condutores e equipamentos devido a corrente de falta. A proteção com fio piloto utiliza um canal de comunicação entre os extremos da linha, fazendo com que os terminais possam trocar informações entre si. Os tipos de canais de comunicação mais utilizados com a com esta finalidade, são: Par de condutores complementares, lançados em toda a extensão da linha protegida; Canal de onda portadora de alta freqüência, que utiliza os próprios condutores da linha; Canal de enlace por rádio na faixa de microondas; Cabo de fibra ótica. Com a utilização de qualquer um destes tipos de canais podem ser programados nos relés de distância diferentes lógicas, chamadas de esquemas de teleproteção, as quais influenciam na decisão e na velocidade de disparo destes relés. Uma utilização da proteção de distância de linhas de transmissão como proteção sistêmica é a proteção de perda de sincronismo entre sistemas elétricos, que leva em consideração a medida da impedância aparente vista pela proteção de distância em um ponto do sistema envolvido na perturbação. O relé de distância consegue distinguir entre uma condição de falta no sistema e uma condição de perda de sincronismo baseado na velocidade com que a trajetória da impedância medida alcança a curva característica deste relé. No caso de uma falta, a trajetória da impedância vista pelo relé se move para o interior da característica ajustada quase que instantaneamente (tempo da ordem de poucos milisegundos), enquanto que no caso de uma perda de sincronismo, a impedância se move mais vagarosamente, além de, muitas vezes ficar oscilando dentro e fora da curva característica do relé. Normalmente os ajustes das zonas de proteção de perda de sincronismo são mais abrangentes que a zona de proteção contra faltas PERTURBAÇÕES NO SISTEMA Em sistemas elétricos de potência é comum a ocorrência de perturbações, provocadas por descargas atmosféricas, falhas internas a equipamentos, atuações acidentais de proteção e falhas humanas, de operação ou durante manutenções. Essas perturbações levam ao desligamento de alguns equipamentos e provocam um redirecionamento do fluxo de potência no sistema. Sendo o sistema planejado para operar de maneira eficiente sob condições normais, não deve haver maiores danos à operação a perda de qualquer elemento, por outro lado, a combinação de alguns desligamentos simultâneos pode proporcionar solicitações aos equipamentos além daquelas para as quais o sistema foi planejado, podendo acarretar as seguintes conseqüências ao sistema: sobrecarga em equipamentos; falta de suporte de tensão; desbalanço carga x geração; instabilidade Neste caso torna-se necessário coordenar medidas operativas no sistema de forma a voltar o mesmo a condições de tensão e fluxo de potência que não envolvam risco de danos aos equipamentos e que preservem o balanço carga x geração. Algumas vezes não há tempo hábil para um operador de sistema coordenar a adoção dessas medidas, produzindo novas atuações de proteções e a possibilidade de desligamentos em cascata. A evolução do quadro descrito anteriormente pode levar até a um colapso no sistema, e para evitar esta evolução são utilizados Esquemas de Controle de Emergência (ECE s) que visam tomar, de forma automática, algumas das ações que os operadores tomariam para restaurar o sistema a uma condição segura. Os ECE s auxiliam dessa forma a melhorar a estabilidade do sistema. Partindo-se do princípio de que a degradação das condições operativas do sistema passa necessariamente por condições ruins em alguma linha de transmissão, e, como descrito no item anterior, os relés de distância podem detectar essas condições, fica patente a possibilidade de utilizar esses relés promovendo a função de um ECE, desde que devidamente ajustado. As perturbações mostradas a seguir ajudam reforçar esta possibilidade Perturbação no Sistema Interligado Brasileiro em 11/03/1999 [2] Às 22:16 h do dia 11 de março de 1999 ocorreu um curto-circuito na subestação de Bauru 440 kv que resultou no desligamento da LT para Assis, dos circuitos 1 e 2 da LT para Jupiá e dos circuitos 1 e 2 da LT para Embuguaçu. O desligamento desses elementos iniciou um processo oscilatório entre as usinas de Três Irmãos, Jupiá, Taquaruçu, Porto Primavera e Capivara contra o restante do sistema interligado devido ao redirecionamento de grande parte da geração dessas usinas para a LT Três Irmãos-Ilha Solteira, além de outros desligamentos e problemas no sistema interligado. Um diagrama simplificado da área envolvida nas perturbações é mostrado na Figura 2. As oscilações provocaram diversas vezes a atuação e desatuação da unidade de partida da proteção de distância da LT Três Irmãos Ilha Solteira, resultando na atuação desta unidade quando da redução das oscilações, pois não ocorreu mais sua desatuação. Após o desligamento desta LT houve diversos outros desligamentos no sistema interligado.

4 4 SE-MD 220kV LI MD CYO LI MD- IRY-CYO ACARAY LI ACY- COV 3 LI ACY- COV 2 LI ACY- COV 1 CARAYAÓ FIGURA 2 A descrição mostra que as diversas atuações da unidade de partida da LT Três Irmãos-Ilha Solteira indica a necessidade de diminuir o fluxo pela mesma até um montante em que ela não seria aberta. O sinal de atuação da unidade de partida poderia ser utilizado para proceder a diminuição deste fluxo, através de corte de geração em uma ou mais das usinas de Três Irmãos, Jupiá, Taquaruçu, Porto Primavera e Capivara. CEL OVIEDO GUA/SLO/LAM Sistema Metropolitano FIGURA 3 LÍMPIO 3.2. Perturbações no Sistema Paraguaio em 01/12/99 e 22/02/00 [ 3,4] Duas perturbações semelhantes no sistema Paraguaio, ocorridas em 01/12/1999 e em 03/03/2000, causadas por um curto monofásico em um dos circuitos das LT s Acaray-Coronel Oviedo do sistema ANDE, resultaram no desligamento de 2 dos 3 circuitos existentes. Com a perda destes circuitos o fluxo pelas LT s Margem Direita-Carayao e pelo circuito remanescente Acaray- Coronel Oviedo aumentou bastante, iniciando um processo de colapso de tensão por falta de suporte de reativo para atender a carga do sistema metropolitano. Este aumento de fluxo provocou a atuação da proteção de distância das LT s Acaray-Coronel Oviedo e Margem Direita- Itakyry Carayaó pela medição de 2ª zona. A 2ª zona da LT Margem Direita- Itakyry Carayaó está ajustada para cobrir 240% da impedância da linha., com uma temporização de 400ms. Estas perturbações foram responsáveis por uma redução de 670MW, em 01/12/1999, e 740MW, em 03/03/2000, no intercâmbio entre Itaipu - ANDE. Um diagrama simplificado da área envolvida nas perturbações é mostrado na Figura 3. A descrição mostra que as atuações da 2ª zona das proteções ocorreram por estarem ajustadas com valores típicos de 3 a zona, e se o fluxo pelas LT s fossem reduzidos as mesmas poderiam não ser desligadas, e o montante de carga desligada também seria reduzido. O sinal de atuação da 2ª zona poderia ser utilizado para proceder a diminuição deste fluxo através do corte de carga no sistema metropolitano SIMULAÇÕES REALIZADAS São apresentados a seguir alguns exemplos da utilização proposta para o relé de distância. Não é finalidade do trabalho apresentar um estudo mostrando aplicações da proposta, mas apenas utilizar os dados disponíveis no sistema elétrico para mostrar a possibilidade de aplicação. Para estes exemplos utilizou-se a característica circular tipo mho mostrada na Figura 4 para efetuar as ações de desligamento, esta característica foi adotada nos exemplos por ser do relé utilizado em Itaipu para as linhas de 220 kv. Utilizou-se para Za, o alcance à frente, o valor de 250 % da reatância da linha e para Zb, o alcance reverso, o valor de 15 % de Za Sistema de 765 kv A usina de Itaipu 60 Hz (9 geradores de 700 MW) é interligada ao Sistema S/SE/CO através de 3 circuitos de 765 kv entre Foz do Iguaçu, Ivaiporã, Itaberá e Tijuco Preto, sendo que em Ivaiporã há uma derivação para o sistema Sul. Na época de elaboração deste artigo havia a previsão de que o último trecho de linha, terceiro circuito interligando as subestações Tijuco Preto e Itaberá, entraria em operação no final do primeiro semestre de Um diagrama simplificado deste sistema é mostrado na Figura 5.

5 5 FIGURA 4 Foz do Iguaçu Ivaiporã Itaberá Tijuco Preto ~ Itaipu 60Hz SISTEMA SUL FIGURA 5 SISTEMA SUDESTE O Sistema de 765 kv possui ECE s com diversas lógicas implantadas através de CLP s [1,6]. Algumas dessas lógicas desligam máquinas de Itaipu 60 Hz quando da perda simples ou duplas de linhas de transmissão. Essas lógicas são ativadas principalmente em função da geração de Itaipu e do fluxo para o Sudeste, sendo esses valores definidos através da simulações dinâmicas que adotam critérios conservativos para garantir a integridade do sistemas [6]. Um dos critérios utilizados para definição das referências de desligamento de máquinas é o valor no qual a corrente de excitação das máquinas de Itaipu estabiliza após a perda da linha, o que pode levar a atuação dos limitadores de máxima corrente de excitação dessas máquinas e o conseqüente afundamento de tensão no 765 kv, o que poderá provocar o desligamento da linhas remanescentes por atuação da proteção contra perda de sincronismo. Como o limitador possui um ajuste de tempo inverso, o tempo para a sua atuação permite utilizar a metodologia proposta para detectar a real ocorrência de risco de perda das linhas remanescentes. A utilização dos relés de distância das linhas de transmissão para identificar a necessidade de desligamento de máquinas apresenta vantagens em relação a metodologia atual, pois esta última pressupõe que o sistema está na condição simulada, o que geralmente não ocorre. Também é vantajosa em relação a utilização do valor da corrente de excitação ou de um sinal proveniente do limitador, porque a atuação de um único limitador pode não causar problemas de controle de tensão no sistema, e utilizar o sinal de várias máquinas e transformá-los em um sinal resultante seria muito mais complexo do que a utilização dos sinais dos relés das linhas. Além disso, o sinal do relé indica que está realmente havendo o problema no sistema, podendo-se ajustar o grau de segurança na sua atuação através da impedância ou da temporização. Procede-se a simulação de perda de uma LT Foz do Iguaçu-Ivaiporã, para Itaipu 60 Hz com 8 unidades gerando 5600 MW, verificando-se que o ajuste da característica do relé definida anteriormente, considerando-se uma temporização de 1,5 s poderia ser utilizado para efetuar o corte de uma unidade. As oscilações provenientes da perda da LT provocam diversas entradas e saída na característica do relé, sendo que somente no sétimo ciclo da oscilação, em torno de 14,0 s após a perda da LT, é que o corte de máquina seria efetuado. Uma outra vantagem pode ser verificada: se houver o religamento com sucesso da LT não haveria o corte de máquina, o que não ocorre atualmente. A Figura 6 mostra a impedância vista pelo relé até a estabilização do sistema, assim como as curvas ajustadas para a proteção de perda de sincronismo (mais internas) e para aplicação da filosofia proposta (círculo externo). 0,05 atuação do 0,04 limitador 0,03 0,02 0,01 0-0,03-0,02-0,01 0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06-0,01-0,02 FIGURA 6 antes de atuar o limitador Observa-se que a impedância vista pelo relé estabiliza dentro da característica proposta até a atuação dos limitadores de máxima corrente de excitação, que ocorre em torno de 25,0 s após a perda da LT, e que quando os limitadores atuarem haverá também a atuação da proteção de perda de sincronismo, e consequentemente o desligamento das LT s paralelas remanescentes. O desligamento de uma unidade de Itaipu faz com que a impedância vista pelos relés vá para o lado de fora da característica ajustada e acaba com o possibilidade de atuação dos limitadores, pois reduz a corrente de excitação para valores permitidos pela capacidade das máquinas LT s 220 kv Margem Diretira-Carayao com corte de máquina

6 6 Procedeu-se a simulação da perda de 2 LT s Acaray- Coronel Oviedo (Figura 3) de modo a se verificar o desempenho do sistema e o comportamento do relé de distância da LT Margem Direita-Itakyry-Carayao. Observa-se que o relé passa a ser sensibilizado após a perda das 2 LT s, tal como aconteceu nas ocorrências citadas. Se fosse realizado um corte de carga antes da abertura da LT Margem Direita-Itakyry-Carayao, comandado pela sensibilização do relé durante 200 ms, esta linha não seria desligada. O seu desligamento torna as condições do sistema ainda mais críticas, fazendo com que o corte de carga seja maior do que aquele se a linha for mantida no sistema. A impedância vista pelo relé durante o transitório seguinte à ocorrência é mostrada na Figura 7. 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1-0,1-0,2 FIGURA 7 Este corte de carga poderia atuar desnecessariamente em condições de carga leve, caso o relé seja sensibilizado por um curto-circuito fora da LT Margem Direita-Itakyry-Carayao, em que haja falha da proteção principal da região do curto CONCLUSÕES 0 perda LT s corte de carga curto-circuito -0,2-0,1 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 O artigo apresentou uma proposta de utilização da proteção de distância de linhas de transmissão como proteção sistêmica, executando funções como o corte de carga e corte de geração. As condições para que a proposta seja aplicável dependem da linha em questão possuir uma proteção de distância moderna, com disponibilidade de zonas para o ajuste voltado ao sistema, bem como de uma temporização adicional, de modo a se preservar a função básica do relé que é a de proteger a linha contra falhas. Desta forma, no caso de uma falha que necessitasse da atuação do relé como proteção de retaguarda, esta atuação estaria garantida com a temporização necessária para a coordenação do sistema.. Os exemplos apresentados ilustram as aplicações sugeridas, mostrando que efetivamente a proteção de distância pode ser utilizada como proteção de caráter sistêmico, garantindo um ganho real para a manutenção de estabilidade e da segurança do sistema Pode ser usado em substituição ou como parte de ECE s, apresentando vantagens em relação aos esquemas utilizados atualmente, pois nestes esquemas se pressupõe, através dos resultados de simulações e estudos, que o sistema se encontra na condição simulada, o que geralmente não ocorre. Além disso, o sinal do relé indica que está realmente havendo o problema no sistema, podendo-se ajustar o grau de segurança na sua atuação através da impedância ou da temporização REFERÊNCIAS [1] Oliveira, Ivone M. at al Emergency Control Scheme of the 750 kv Transmission System Using Programmable Logic Controllers : V SEPOPE, 1996, Recife-PE. [2] GCOI/ONS Relatório de Analise da Perturbação de 11/03/1999 às 22h 16min - 07/04/1999. [3] GE-03/CMO -Informe de Analise de Perturbação CMO/GE-03/IAP/074 Perturbação no sistema ANDE 01/12/1999 às 15h 47min. [4] Itaipu Binacional Relatório de Análise de Perturbação OP.DT/OPS.DT/OPSE.DT/008/ Perturbação no Sistema ANDE 03/03/2000 às 16h 14min. [5] Horowitz, H Stanley; Phadke, Arun G, Power System Relaying, second edition [6] Farias, A L; Silva, R J G C Esquema de Controle de Emergências na Configuração Final do Sistema de Transmissão de 750kV XVI SNPTEE, 2001, Campinas - SP