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SIMPASE e SNPTEE Premiam Estudos de Especialista da SEL

Análise de performance de relés baseados em IEC 61850 Sampled Values e avaliação da oscilação de potência em geradores foram destaques nos eventos 

O XIII SIMPASE (Simpósio de Automação de Sistemas Elétricos) realizado em Recife (PE) em setembro de 2019 e o XXV SNPTEE (Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica), que ocorreu em Belo Horizonte (MG) em novembro de 2019, premiaram estudos do Engenheiro de Aplicação da SEL, Andrei Coelho. Seus trabalhos foram classificados em primeiro lugar em ambos os eventos, sendo que no SNPTEE a premiação se deu por meio de Tatiana Alves, do Operador Nacional do Sistema – ONS, com um artigo que teve Coelho como um dos coautores, além de demais coautores do ONS.
Promovido pelo Comitê Nacional Brasileiro de Produção e Transmissão de Energia Elétrica – CIGRÉ-Brasil e realizado pela Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF), empresa do Grupo Eletrobras, o SIMPASE é um evento reconhecido na área de automação de sistemas elétricos. 
O estudo apresentado no SIMPASE, revela os impactos da aplicação de merging units na digitalização de subestações bem como os requisitos necessários para o sistema e seus efeitos no desempenho do sistema de proteção. Os testes comparavam o desempenho entre dois sistemas: um convencional e outro que se baseia em merging units e IEC 61850 Sampled Values. Através do uso do RTDS (Real Time Digital Simulator) foi possível simular eventos em uma linha de transmissão, gerando as grandezas analógicas das faltas, e comparando o tempo de resposta entre os dois sistemas por meio do fechamento dos contatos digitais e da abertura dos disjuntores. 
Desenvolvido como um trabalho final de Coelho para o Curso de Especialização em Automação de Sistemas Elétricos (CEASE) da Universidade SEL, promovido em parceria com o INATEL (Instituto Nacional de Telecomunicações), o trabalho foi orientado pelo Coordenador de Engenharia de Aplicação da SEL, Paulo Lima. “O que me propus a fazer neste trabalho não era somente comparar o tempo de trip entre as duas soluções, mas também a diferença de tempo de abertura do disjuntor. Em uma aplicação real, após o fechamento do contato de trip, é feita a energização da bobina de abertura do disjuntor que eliminará o defeito. O tempo de abertura do disjuntor é composto de dois fatores: tempo de separação dos polos (considerado igual para ambas soluções testadas) e o tempo de eliminação do arco (que depende do próximo cruzamento por zero da corrente)”, afirma Coelho.
Segundo Coelho, antes de desenvolver o seu estudo, muitos trabalhos mediram a diferença de tempo para fechamento do contato de trip no relé, mas o que realmente impacta no sistema elétrico é o momento em que o disjuntor vai abrir. “Por meio do simulador, pude realizar os testes e modelar esses disjuntores, conseguindo, desta forma, medir a diferença de tempo de fechamento dos contatos de trip e como isso se convertia em uma diferença de tempo de abertura dos disjuntores. Foi um passo além do que estava sendo feito em estudos anteriores”. 
As conclusões mostram que a diferença nos tempos de trip entre os dois sistemas é significativamente variável: de 3,8 a 9 milissegundos. Em relação a abertura do disjuntor, a variação seria reduzida a apenas três possibilidades: não apresentar atraso, atrasar meio ciclo (8 milissegundos para uma frequência de 60 hertz) ou atrasar um ciclo completo de 16 milissegundos, aproximadamente. Estes resultados derivam do fato de que a forma de onda da corrente cruza o zero a cada meio ciclo. “Um ciclo adicional no tempo de trip é um tempo considerável e essa foi a grande surpresa nos resultados, mesmo com equipamentos que atendem todas as normas”, ressalta o especialista.


Atraso de meio ciclo no tempo de abertura do disjuntor


Atraso de um ciclo no tempo de abertura do disjuntor

De acordo com Coelho, é preciso fazer uma avaliação criteriosa da aplicação a ser feita pela empresa que pode adotar, ou não, uma solução de Sampled Values dependendo das consequências que este atraso pode ocasionar. Por exemplo, para a proteção diferencial de transformadores, a atuação deve ocorrer o quanto antes, a fim de prevenir danos ao equipamento. Isto é, adicionar um ciclo inteiro de atraso faria com que a solução com Sampled Values não fosse indicada, já que haveria um aumento considerável do tempo para eliminar a falta interna. Por outro lado, adicionar um ciclo no tempo de atuação de uma função de sobrecorrente temporizada pode não gerar efeitos consideráveis. No que tange a estabilidade, o atraso na atuação também pode ser um problema. Conforme apontado por Coelho, uma pesquisa da concessionária americana BPA (Bonneville Power Administration) mostrou que ampliar um ciclo no tempo de atuação da proteção em uma determinada linha corresponde a uma diminuição de 250 MW na potência transferida, para uma mesma estabilidade sistêmica. Ampliar o tempo de trip também aumenta a duração dos afundamentos de tensão, o que pode provocar desconexão indesejada de inversores de frequência devido a sua curva de suportabilidade para tensões fora do valor nominal. Atualmente, a geração eólica e solar já são realidades no nosso país e aumentar o tempo dos afundamentos de tensão pode significar a perda de grandes blocos de geração. “Ainda que a solução baseada em Sampled Values seja interoperável e reduza cabeamento, possui alguns pontos de atenção como o tempo de atuação, objeto do estudo, vulnerabilidades em segurança cibernética e dependência do sincronismo do tempo. Quem está aplicando precisa conhecer tanto os benefícios quanto as desvantagens da solução para poder tomar essa decisão”.

Andrei Coelho em sua apresentação no XIII SIMPASE

Já o artigo premiado no SNPTEE, do Grupo de Estudo de Proteção, Medição, Controle e Automação em Sistemas de Potência (GPC), abordou o desempenho das funções de proteção de geradores durante oscilações de potência. “O centro elétrico é o ponto do sistema onde a tensão pode se tornar nula durante uma oscilação instável. Fizemos ensaios em RTDS sobre o desempenho das funções de proteção de unidades geradoras na ocorrência de oscilações de potência com formação de centro elétrico dentro da usina. Escolhemos a UHE Santo Antônio, que se conecta ao Sistema Interligado Nacional (SIN), em 230 kV para os testes, e avaliamos o comportamento de diversas funções de proteção”, disse Coelho. Foi utilizado o relé SEL-700G nas simulações das condições estudadas. 
Conclui-se que a função de proteção ANSI 78, é indispensável para detectar condições de perda de sincronismo. A habilitação dessa proteção pode prevenir que unidades geradoras sejam danificadas durante grandes perturbações que ocorram no SIN.
O SNPTEE - Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, promovido a cada dois anos pelo Comitê Nacional Brasileiro de Produção e Transmissão de Energia Elétrica - Cigré-Brasil, tem como objetivo o intercâmbio de informações e conhecimento, técnico e gerencial, entre empresas, entidades e profissionais que atuam no setor elétrico. O seminário reúne quase 2 mil pessoas e uma média de 500 informes técnicos, se tornando um dos eventos mais importantes do setor de energia.
Os artigos premiados no SIMPASE e no SNPTEE podem ser requisitados pelo email: marketing_br@selinc.com

Fonte: Interface 49