metodologia para análise e ajuste em tempo real da coordenação e

METODOLOGIA PARA ANÁLISE E AJUSTE EM TEMPO REAL DA
COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DE DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO EM
SITUAÇÕES DE CONTINGÊNCIA
[Leonardo Stöhlirck], [COPREL/UFSM], Fone+55 54 31995800, E-mail:
[email protected]
[Herton Naressi Azzolin], [COPREL], Fone +55 54 31995800, E-mail: [email protected]
[Daniel Pinheiro Bernardon], [UFSM], Fone +55 55 32208792, E-mail: [email protected]
Resumo
O conceito de Smart Grid (SG) modificou a forma de operação e planejamento dos sistemas
elétricos, incentivando a automação, a geração distribuída, entre outros. A partir desta nova
concepção de sistema, propiciou-se uma série de aplicações com vistas à otimização da gestão
dos ativos tanto em regime permanente como em situações de contingências. Particularmente, em
contingência, destaca-se o restabelecimento automático de energia elétrica usando o conceito de
Self Healing (SH), o qual explora os avanços tecnológicos. O SH só é válido com um sistema
efetivo de comunicação e automação, disponibilizando informações confiáveis ao sistema de
supervisão e controle da concessionária, possibilitando assim o restabelecimento de energia de
forma rápida e minimizando a quantidade de consumidores atingidos por meio de transferências
automáticas de carga. A maioria dos estudos está direcionada em analisar as manobras em termos
de carregamento e níveis de tensão, não verificando a coordenação e seletividade da proteção
nesta nova condição operativa. Neste sentido, este trabalho propõe uma metodologia para análise
da coordenação e seletividade dos dispositivos de proteção em situações de contingência,
realizando as parametrizações necessárias nos equipamentos automatizados em tempo real. Como
estudos de casos, serão apresentadas análises em sistemas elétricos reais, com o intuito de analisar
o sistema de proteção em situações de contingências, onde tiveram suas características
topológicas e elétricas alteradas. No caso de manobras entre as redes elétricas, os valores da
corrente de curto-circuito simétrica e assimétrica se alteram, bem como a impedância e a potência,
podendo representar uma condição de não coordenação e seletividade dos equipamentos de
proteção, fato que pode possibilitar a propagação de falhas e atuações indevidas. O estudo é
baseado na topologia de redes de distribuição (RD) da permissionária Coprel Cooperativa de
Energia, que está situada na região sul do Brasil. Propõe-se a utilização do método Heurístico
através da Estratégia de Busca em Profundidade para análise das possibilidades de realimentação
das cargas em caso de defeito, quanto à coordenação e seletividade dos dispositivos de proteção
para essa nova configuração. Desta forma, a metodologia busca, através de determinada falha,
definir os novos ajustes que poderão ser implementados, caso necessários, buscando garantir a
coordenação e a seletividade a partir da nova configuração de rede. Com o resultado espera-se
garantir a proteção e seletividade dos dispositivos através da do cálculo computacional em regime
de contingência. Os novos ajustes fornecidos pelo cálculo possibilitarão de forma rápida e segura
o atendimento ao maior número possível de consumidores. O grande benefício está relacionado a
operação em tempo real do sistema possibilitando a parametrização dos ajustes da proteção
mesmo em situações emergências, garantindo também, a coordenação e seletividade dos
dispositivos na contingência do sistema. Os benefícios se somam também a recomposição
automática de sistemas de distribuição no caso da ocorrência de algum defeito, através de
equipamentos automatizados calculará automaticamente a melhor forma e a mais rápida de
atendimento ao um determinado número de consumidores.
Keywords – Smart Grid; Self Healing; Protection and Selectivity in power distribution
1. Introdução
O sistema de distribuição de energia está sujeito a modificações momentâneas das grandezas
elétricas. Considerando o incremento substancial da geração distribuída (GD) conectadas
diretamente aos sistemas de distribuição, verifica-se de forma dinâmica, alterações no fluxo de
corrente dos sistemas. Muitos estudos abordam as modificações no sistema elétrico considerando
as alterações das grandezas como nível de tensão e corrente e as otimizações relacionadas a essas
modificações. O estudo apresentado neste trabalho busca uma metodologia para a análise e
tomada de decisão quando ocorre a modificação na configuração da rede de distribuição sob a
ótica da proteção e seletividade do sistema. Busca-se através desta metodologia identificar e
sugerir novos parâmetros relacionados a proteção do sistema em caso de contingência, ou seja,
no caso da necessidade de uma reconfiguração topológica do sistema de distribuição, verificar se
os ajustes protetivos e protetores estão coordenados e seletivos para essa nova topologia.
A otimização do sistema topológico não será objeto direto deste estudo, embora o mesmo é
considerado para o cálculo do fluxo de potência e análises elétricas necessárias. No caso deste
trabalho, através do método Heurístico de busca em profundidade seleciona-se as melhores
opções de ajustes dos equipamentos Disjuntores, Religadores e Chaves Fusíveis, de modo que se
consiga atender os requisitos da coordenação e seletividade entre os equipamentos de proteção.
A sugestão da nova parametrização dos valores relativos as proteções são identificadas a partir da
carga a ser manobrada na contingência e a partir do novo nível de curto circuito calculado pelo
novo fluxo de potência em função da alteração topológica da RD.
Como estudo de caso, será analisada uma região piloto com dados reais da permissionária de
energia elétrica COPREL – Cooperativa de Energia, localizada no Sul do Brasil. Os alimentadores
da cooperativa atendem basicamente regiões da área rural e ficam susceptíveis a maior quantidade
de defeitos. Muitos investimentos da empresa foram direcionados a interligações de
alimentadores e circuitos, bem como no reforço dos troncos alimentadores. Nesse sentido, com a
utilização de equipamentos automáticos para manobra a permissionária busca sempre o
atendimento a determinada falha o mais rápido possível.
Aplicando-se juntamente com o reestabelecimento do sistema elétrico, o presente trabalho busca
dar suporte as manobras realizadas quanto a certificação coordenada e seletiva dos equipamentos
interligados na contingência.
2.Dispositivos de Proteção em Redes de Distribuição
Os equipamentos comumente utilizados para realizar a proteção dos sistemas elétricos de
distribuição são as chaves fusíveis, religadores e relés digitais (esse normalmente utilizado na
saída de Alimentadores).
As chaves fusíveis (Figura 1) são os dispositivos mais utilizados nas RD, pois possuem um
desempenho satisfatório, um baixo custo de instalação, no entanto não possuem sistema de
comunicação e sua manutenção é alta em função do deslocamento ou mobilização de uma equipe
para rearmar a chave em caso de um defeito. O elemento protetivo instalado na chave é conhecido
como elo fusível e o mesmo é composto por um filamento metálico com a característica de fusão
em caso de sobrecarga ou curto-circuito. Os elos fusíveis podem ser classificados em preferencias
e não-preferencias e a sua ligação em serie só pode ser estabelecida com os elos de mesma
categoria, ou seja, preferenciais só são coordenados entre si e não-preferenciais também só
estabelecem coordenação entre si. Normalmente são utilizados os elos preferenciais sendo que os
mesmos ainda podem ser classificados ainda em 3 tipos, de acordo com a sensibilidade de fusão
do material, são classificados tipo H, K e T. Em sistemas de distribuição de energia normalmente
são usados os elos tipo H para proteção de equipamentos transformadores e do tipo K para
proteção da rede elétrica aérea de distribuição (condutores). Esse trabalho está mais direcionado
a proteção dos sistemas de distribuição avaliam então a coordenação e seletividade entre os elos
tipo H e K com os equipamentos religadores e relés digitais.
No entanto, os elos fusíveis possuem ainda uma importante desvantagem, considerando a
proteção dos sistemas elétricos e o seu reestabelecimento em caso de defeito. Esses dispositivos
não fazem distinção de defeitos transitórios e permanentes, logo, para sistemas de distribuição de
energia, estatisticamente sabe-se que a maioria dos curtos circuitos são causas típicas transitórias,
como por exemplo:
- Vegetação/galhos que tocam nos condutores;
- Animais e pássaros que sobem ou encostam nas estruturas e condutores;
- Materiais/objetos condutores que são arremessados na rede;
- Descargas atmosféricas ou surtos de manobras que provocam disrupção nos isoladores;
- Outras causas.
Terminal Fonte
Terminal Fixação
Gancho para
abertura
Porta Fusível
Base Isolador Porcelana
Terminal Carga
Articulação
Figura 1: Exemplo de chave fusível com descrição das peças e funções;
Com a evolução dos sistemas, surgem os religadores automáticos, que possuem a sensibilidade
de identificar defeitos transitórios e permanentes (Figura 2). Os equipamentos religadores são
dispositivos automáticos capazes de interromper circuitos, o mesmo abre e fecha seus contatos
repetidas vezes na ocorrência de uma falha ou defeito no sistema por ele protegido. Logo, o
mesmo pode ser programado para quando detecta uma sobrecorrente ou curto-circuito, abrir e
fechar o circuito determinado número de vezes, se ao final desta sequência determinada de
abertura e fechamento o problema persistir os contatos ficarão abertos e travados. Normalmente
o equipamento é programado para a abertura/fechamento em uma sequência de três vezes
consecutivas. Existem algumas sequencias predeterminadas que podem ser configuradas no
equipamento, elas variam entre atuações rápidas e retardadas e podem apenas conter uma destas
atuações. A sequência ou a utilização da combinação destas atuações é normalmente definida em
função da filosofia de proteção do sistema adotado por cada empresa. A maioria dos religadores
estão parametrizados para realizar as funções de proteção, conforme a tabela ANSI 50 (relé de
sobrecorrente instantânea), 51 (relé de sobrecorrente temporizada) e 79 (relé de religamento).
Figura 2: Exemplo de instalação de Religador em poste de RD da permissionária COPREL;
Os disjuntores e relés, são normalmente utilizados na saída de alimentadores em subestações
rebaixadoras de tensão. Trata-se de um dispositivo mais oneroso para a empresa, mais oferece
uma gama maior de opções de funções de proteção para os circuitos de distribuição. Normalmente
possui também uma confiabilidade maior e por estar na maioria dos casos em áreas internas
representa baixa manutenção para a distribuidora. Os primeiros relés utilizados eram dispositivos
eletromecânicos que eram construídos de forma que acoplamentos elétricos e magnéticos do seu
núcleo realizavam a abertura e fechamento de circuitos. Com o avanço da tecnologia e a
necessidade de expansão dos sistemas de potência e com a evolução dos sistemas digitais e
computadorizados surgem os reles digitais, onde o relé é gerenciado por um microprocessador
controlado por um software e algoritmos apropriados a função de proteção que o mesmo seja
designado a proteger.
Afim de atenuar ou eliminar as perturbações nos sistemas, os equipamentos e o esquema de
proteção deve assegurar a continuidade de atendimento as cargas ditas como sadias, eliminar os
defeitos resguardando os equipamentos e instalações das redes elétricas (CAMINHA).
3.Coordenação e Seletividade de Dispositivos de Proteção
A coordenação pode ser definida pela instalação de dois equipamentos em série e de acordo com
certa ordem pré-estabelecida, possam operar na ocorrência de um defeito. Já a seletividade é a
especificação da proteção em que se possa desconectar somente o trecho do sistema defeituoso,
independentemente de ser um defeito transitório ou permanente. Nem todas os sistemas
coordenados são seletivos.
Conforme MAMEDE FILHO E MAMEDE, a Figura 3 apresenta um exemplo do ajuste das
curvas de coordenação entre a subestação, religador e elo fusível. Existe uma faixa que as curvas
estão coordenadas, essa faixa obrigatoriamente deve contemplar os níveis de curto-circuito
mínimo e máximo do circuito que está se analisando.
1
2
3
4
5
– Curva de Operação rápida do religador;
– Curva de operação rápida do religador corrigida pelo fator k;
– Curva de operação retardada do religador;
– Curva de tempo mínimo de fusão do elo fusível;
– Curva de tempo máximo de interrupção do elo fusível.
Figura 3: Exemplo de coordenação entre a subestação, religador e elo fusível de curva k;
Fonte: Adaptado de Mamede Filho e Mamede (2011)
4. Reconfiguração de Redes
Considerando a reconfiguração da RD pode-se afirmar que as mesmas possuem características
particulares, peculiares de cada circuito. As características se modificam em função da
configuração do sistema, configuração predominantemente radial e com várias bifurcações ou
diferentes ramais, diferentes composições de carga e carregamentos de circuitos. Todos esses
itens devem ser analisados no caso de uma reconfiguração do sistema (BERNARDON).
A reconfiguração de uma RD ou a alteração da sua topologia inicial pode ser modificada em
função da abertura e fechamento de dispositivos de manobra, originada por um defeito, por
manobras na RD para manutenções e até em alguns casos em função de sobrecarga no sistema.
A partir da reconfiguração necessária em um circuito em uma condição de contingência, é
desejável que a solução seja identificada rapidamente, objetivando também se restringir a menor
área desenergizada possível ou atingir o menor número de consumidores possível. Logo, nessa
condição podem ser adotados alguns passos e ações que devem ser tomadas:
- Identificação do local de defeito;
- Realização das manobras para isolar a menor área possível do circuito que atinja a menor
quantidade possível de consumidores ou de carga;
- Realização de manobras para o restabelecimento dos consumidores desligados que estão
geograficamente a montante e a jusante do bloco isolado;
- Correção do problema;
- Realização de manobras para o retorno ao estado normal do sistema de distribuição.
Com essa condição de defeito e com o sistema em contingência é que se tornam sempre mais
viáveis o emprego de tecnologias de automação e controle e a instalação de um maior número de
chaves ou religadores telecomandados para que desta forma, possa se ter mais opções de manobra
e consequentemente o atendimento a uma gama maior de consumidores e de carga em uma
situação de defeito.
A reconfiguração da RD pode ser tratada como um problema de otimização, ou seja, se existir
possibilidade, pode-se ter várias configurações ou opções de atendimento a blocos de cargas.
Nessa otimização busca-se sempre a solução que apresente melhor desempenho. Todavia nem
sempre é analisado a coordenação e seletividade dos circuitos na nova configuração topológica
adotada. A solução de atendimento ou da reconfiguração avaliada através do fluxo de potência, é
baseada nas análises técnicas de capacidade do circuito, carregamento dos alimentadores, perdas
de energia e níveis de tensão. Deve estar atrelado a essa análise, a verificação dos ajustes da
proteção e os valores de curto circuito mínimo e máximo dos circuitos. É sabido que em caso de
uma contingência as grandezas relacionadas a coordenação dos equipamentos protetores e
protegidos se modifica e pode se tornar não coordenados e não seletivos em determinadas
situações. Nesse sentido, a metodologia proposta busca dar suporte, através da análise das
grandezas elétricas aferidas no momento da contingência, sugerir ou não novos ajustes para a
correta proteção dos circuitos, ou seja, em caso de uma contingência avaliar se os ajustes
parametrizados para a topologia inicial estão ainda coordenados e seletivos, garantindo assim a
correta proteção de um circuito no regime da contingência.
Com o objetivo de sempre diminuir o tempo da falta de energia, a reconfiguração e a
implementação dos novos ajustes protetivos podem ser parametrizados através da comunicação
remota aos equipamentos religadores.
4.1 Self Healing
Somado ao emprego de tecnologias de comunicação para o comando a distância dos
equipamentos de manobra, podem ser empregados os conceitos de Self Healing (SH), que tornam
as Redes Elétricas Inteligentes. O emprego da tecnologia de SH identifica e reestabelece de forma
automática o sistema em caso de um defeito ou falha. Com essa tecnologia aplica-se todos os
passos realizados de forma manual para o isolamento do defeito e restabelecimento do sistema
elétrico aos trechos sadios do sistema. A vantagem da utilização é o menor tempo de
restabelecimento da energia e a ação confiável na realização de manobras automáticas.
As técnicas de SH se somadas a particularidade de cada sistema, ou de cada concessionária,
podem potencializar a confiabilidade e os benefícios da utilização desta tecnologia. Somado ao
uso de técnicas de SH o presente trabalho busca a implementação de uma metodologia que
identifique e sugira ajustes automáticos ao sistema de proteção e seletividade do circuito em caso
de contingência.
5. Técnica para Análise da Coordenação e Seletividade da Proteção em Situações de
Contingência
Na análise da coordenação e seletividade de determinado sistema aborda-se as especificações
técnicas mínimas e a filosofia de proteção adotada, esta última depende muito de cada empresa,
mas sempre convergem para um único objetivo: manter o sistema operante, coordenado e seletivo
para que em caso de um defeito este possa ser eliminado o mais breve possível e que também
possa atingir o menor número de consumidores.
Os estudos direcionados a proteção de um circuito deve ser periodicamente revistos e ajustados,
considerando aspectos como o crescimento da carga, construção de novos empreendimentos
(subestações e alimentadores), extensões e reconfigurações de redes, melhorias no sistema de
proteção, solicitações de outros agentes (distribuidoras ou transmissoras) entre outras
especificações ou critérios definidos pela distribuidora.
Especificamente para o caso de contingência, analisando-se a manobra ou transferência de blocos
de carga sob a ótica da proteção e seletividade, é necessário a avaliação e a sugestão de novos
parâmetros para garantir o perfeito funcionamento das RD.
No estudo de coordenação e seletividade da proteção é definido os tempos de operçaõ dos
equipamentos no sistema. Cada equipamento do sistema de proteção possui sua característica
Tempo x Corrente que é melhor ilustrada nos coordenogramas. Através da curva parametrizada
no coordenograma é onde pode-se comprovar se um ou mais equipamentos estão coordenados e
seletivos para determinado valor de curto circuito.
A análise é baseada no valor do curto-circuito trifásico para a verificação do ajuste da proteção
de fase e o curto circuito fase-terra mínimo para o ajuste da proteção de neutro (ou proteção de
terra). O mínimo valor de curto-circuito é obtido no final da zona de proteção do equipamento em
estudo.
Para que se possa garantir os princípios básicos da coordenação as faltas transitórias devem ser
eliminadas no menor tempo possível com a operação de desligamento e posterior religamento do
circuito, já as faltas permanentes devem ficar restritas ao menor trecho possível. O princípio da
seletividade considera que o equipamento de proteção mais próximo da falta deve
operar/seccionar o circuito o mais rápido possível antes do equipamento de retaguarda, por
exemplo, o religador instalado em algum ramal da RD deve operar antes do conjunto relédisjuntor da subestação. Esse conceito da seletividade é aplicado tanto para faltas permanentes
quanto para faltas transitórias.
5.1 Definição do Problema
O problema identificado para propor a metodologia deste trabalho, vem das ocorrências de
defeitos nas RD nos casos que existe a possibilidade de realimentação ou de atendimento a
determinados blocos de cara por outra subestação ou outro alimentador interligando parte do
sistema sadio da rede que apresentou defeito.
Considerando o sistema ilustrado na Figura 4, identifica-se um trecho de um sistema de
distribuição com a interligação de dois alimentadores partindo de subestações distintas. É um
exemplo típico de uma RD em que os circuitos operam de forma radial, mas possuem a
possibilidade de realimentação por ambas as subestações e dependendo da contingência podem
ter suas cargas atendidas por outro sistema. A configuração topológica apresentada é caracterizada
pelo Religador (RL 2) operando em regime normalmente aberto, se tornando apenas uma chave
seccionalizadora do circuito existente, mas que possibilita manobra da carga em caso de
contingência e pode vir a operar de modo protetivo do circuito por este equipamento atendido.
Figura 4: Unifilar da RD em regime normal de operação analisado no desenvolvimento da metodologia;
Na ocorrência de um defeito, conforme ilustrado na Figura 5, as cargas B e C podem ser
remanejadas do AL SMT para o AL PFU1. As manobras necessárias iniciam pela abertura do
RL1 e manobra de fechamento do RL2, alterando, desta forma, a topologia e o fluxo de corrente
no sistema troncal destes dois alimentadores, visando atender as cargas B e C na ocorrência de
um defeito entre o DJ 1 e o RL1. Na maioria dos casos a manobra é realizada visando sempre o
atendimento ao maior número de consumidores e carga possível. Mas nem sempre o ajuste do
sistema de proteção é considerado para a realização da manobra.
Figura 5: Unifilar da RD com a topologia em regime de contingência;
Além do atendimento ou remanejamento da carga para um circuito sadio sem defeito, é necessário
a verificação dos ajustes protetivos para essa nova configuração em contingência. Desta forma,
pode-se exemplificar, através dos coordenogramas demonstrado na Figura 6a as curvas do ajuste
de fase dos RLs 1 e 4 coordenadas (operando sob regime normal) e a após as manobra devido a
contingência, na Figura 6b, as curvas do RL4 (curva cor verde) com o RL2 (curva cor azul escuro)
sem coordenação.
Figura 6b
Figura 6a
Figura 6: Detalhe do ajuste das curvas de fase dos Religadores em Regime Normal de Operação (Figura
6a) e em Regime de Contingência (Figura 6b);
5.2 Funções Objetivo e Restrições
A escolha do melhor ajuste, considera as condições técnicas e as restrições para desta forma
garantir a coordenação e seletividade no caso de contingência do sistema. O tempo adotado, de
acordo com a filosofia de várias distribuidoras, para garantir a coordenação e seletividade em um
intervalo mínimo entre as curvas é de 200ms. Logo, é necessário garantir entre as curvas dos
dispositivos religadores, relés e dos elos fusíveis um distanciamento mínimo de 200ms entre as
curvas selecionadas.
Em resumo podem ser enumeradas as seguintes condições que devem ser satisfeitas para atender
a função objetivo do problema:
- Ajuste da corrente não poderá ser maior que a capacidade dos equipamentos e condutores;
- Não poderá ocorrer atuação da proteção por sobrecarga;
- Nível de curto circuito ponto a ser analisado;
- Tempo de atuação entre os dispositivos a ser analisado deverá ser maior ou igual a 200ms;
- Atender os níveis de curto circuito mínimo;
Portanto, a análise que o trabalho busca é garantir a coordenação e seletividade entre os vários
dispositivos nas condições de contingência, ou no caso da alteração topológica das RD no caso
de um defeito.
Para que exista seletividade entre elos fusíveis é necessário que o elo protetor tenha o tempo
mínimo de fusão inferior a 33% do elo protegido, considerando a máxima corrente de curtocircuito no local de instalação do fusível protetor. A fórmula que descreve essa condição pode ser
representada pela equação 1:
𝑇𝑚á𝑥 ≤ 𝑇𝑚í𝑛 ∗ 0,75
Onde:
𝑇𝑚á𝑥 – tempo máximo de fusão do elo (s);
(1)
𝑇𝑚𝑖𝑛 – tempo mínimo de fusão do elo (s);
A equação 1 pode ser representada pela Tabela 1, onde identifica-se o limite das correntes
máximas de curto-circuito admitidas para que haja seletividade entre os elos fusíveis protetores e
protegidos.
Tabela 1: Coordenação entre os elos de acordo com a corrente máxima de curto-circuito;
Elo Fusível
Protetor
06k
10k
15k
25k
40k
65k
10k
190A
Elo Fusível Protegido
25k
40k
65k
840A
1340A
2200A
840A
1340A
2200A
430A
1340A
2200A
660A
2200A
1100A
15k
510A
300A
100k
3900A
3900A
3900A
3900A
3900A
2400A
140k
5800A
5800A
5800A
5800A
5800A
5800A
Dependendo da filosofia de proteção, os equipamentos religadores podem ser ajustados para
proteção instantâneas (função 50 – fase e 50N – neutro) e proteções temporizadas (função 51 –
fase e 51N – neutro).

Função 51 - Temporizada de Fase
O ajuste mínimo é em função da corrente de carga máxima do sistema local. Podem ser aplicados
fatores de sobrecarga, desde que não ultrapassem os valores de corrente nominal dos condutores
por exemplo. É necessário observar também, a menor corrente de curto-circuito fase-fase
calculada para o final da zona de proteção. O último critério diz respeito a corrente nominal dos
TC’s, considerando seu fator térmico. Matematicamente pode-se representar esse ajuste pela
equação 2 e 3 a seguir:
1,5∗𝐼 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎_𝑚á𝑥
𝑅𝑇𝐶
≤ 𝐼 𝐹𝑎𝑠𝑒 51 <
𝐼𝑐𝑐_𝑓𝑓
(2)
𝑅𝑇𝐶
𝐼𝑝 𝑇𝐶 ∗ 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑇é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑜 ≥ 𝐼 𝐹𝑎𝑠𝑒 51
(3)
Onde:
Icc ff – Menor corrente simétrica de curto fase-fase na zona de proteção do equipamento;
Ip TC – Corrente nominal primária do TC de proteção que deve ser multiplicada pelo seu
fator térmico.

Função 51N - Temporizada de Neutro
O ajuste mínimo deve ser superior a 0,2 vezes a corrente de carga do alimentador e inferior a
menor corrente de curto-circuito fase-terra mínimo (dividida por 1,5) no final da zona de proteção
do equipamento.
0,2∗𝐼 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎
𝑅𝑇𝐶
≤ 𝐼 𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑜 51𝑁 <
𝐼𝑐𝑐𝑓𝑡 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜
1,5∗𝑅𝑇𝐶
(4)
Onde:
Icc ft mínimo – Menor corrente simétrica de curto fase-terra na zona de proteção do
equipamento;
5.3 Técnica de Busca
A metodologia para implementação do objetivo utilizou-se do método Heurístico através da busca
em profundidade. Os métodos de Busca Heurística são baseados em um processo de busca de
percurso, a partir de um estado inicial, objetivando-se alcançar um novo estado otimizado. Podese também a partir de um estado final percorrer o estado anterior e assim sucessivamente,
analisando cada estado da otimização. Esse método possui inúmeras técnicas, muitas sendo
provenientes de outras. A técnica utilizada pode ser definida, conforme KAGAN [1], na Busca
em Profundidade (depth-first search). Ou melhor, considerando um nó raiz (estado inicial), a cada
nível é gerado um único nó sucessor. No processo de Busca Heurística com base no estado inicial
do problema a ser analisado, a técnica de busca selecionada vai modificar sucessivamente o estado
do problema em direção à solução almejada. Enumera-se a utilização de três estratégias para a
busca selecionada, que seguem: Estratégia Construtiva, Estratégia Destrutiva e Estratégia do tipo
troca de ramos (branch-exchange) [KAGAN].
Na busca em profundidade, para obtenção da melhor opção de parametrização dos ajustes,
iniciou-se do menor elo fusível em direção contrária do fluxo de corrente até a Subestação. A
regra seguida foi baseada nas condições e restrições exemplificadas anteriormente. Os critérios
das análises, foram balizados através da busca a melhor condição de ajuste, analisando a cada
passo dois equipamentos protetivos, conforme os conceitos de elo protegido e elo protetor.
De acordo com a Figura 7, primeiramente analisa-se a curva do elo protetor de 15k (ramal que
atende a carga D) com a curva parametrizada no Religador RL3. Havendo coordenação e
seletividade entre esses, analisa-se a curva ajustada para o RL3 com a curva do DJ2. Desta forma,
sucessivamente são analisadas todas as proteções do circuito em questão para a situação da
contingência.
Figura 7: Detalhe das zonas de proteção dos equipamentos Fuível, Religadores e Disjuntor;
Para o presente estudo simulou-se as reconfigurações da RD a partir de um determinado defeito
com o software SINAP®, licenciado para distribuidora Coprel – Cooperativa de Energia, então
através da busca em profundidade, definiu-se a melhor alternativa de parametrização dos ajustes
relativo a proteção e seletividade no caso da contingência.
A nova parametrização é sugerida em função das alterações topológicas da RD e da carga atendida
naquele instante da contingência. O estudo busca uma solução rápida e imediata ao momento
operativo do defeito ou contingência do sistema. Todavia nem sempre é necessário a alteração
dos ajustes, a metodologia busca analisar e sugerir a alteração do ajuste sempre que for necessário
e ocorrer violação das condições e restrições.
6. Estudo de caso apresentado para o problema proposto
O estudo de caso é aplicado a partir do momento que já se realizou as manobras necessárias
sempre buscando o atendimento da maior carga possível, ou o atendimento a maior quantidade
de cargas elétricas sadias possíveis. O reestabelecimento do sistema é analisado e executado por
especialista da área de operação do sistema a partir do conhecimento/experiência do sistema e
pelas tentativas de energização pré-estabelecidas por um plano de manobras. Na sequência é que
se realiza a reconfiguração do restante do sistema.
Para aplicação da metodologia proposta apresenta-se a seguir o sistema de distribuição de energia
da cooperativa COPREL para a região do município de Passo Fundo (Figura 8). Neste sistema
existem 6 alimentadores atendidos na tensão de 13.800 Volts que são alimentados a partir de 3
subestações elétricas. Os alimentadores estão dispostos ao longo dos municípios conforme
destacado na Figura 7 e existe a possibilidade de manobra entre os alimentadores pela rede elétrica
de distribuição. Os equipamentos religadores e subestações são completamente automatizados e
facilitam a realização de manobras e atendimento a circuitos em caso de defeito em determinados
locais do sistema de distribuição.
Figura 8: Disposição topológica dos alimentadores em situação normal de operação;
Após essa etapa o trabalho busca através do cálculo fluxo de potência, considerando a
reconfiguração topológica do sistema, nortear a nova parametrização de ajustes dos relés e
religadores e/ou alteração dos elos fusíveis, em função da contingência.
Os ajustes sugeridos observam as restrições já abordadas, carregamento circuito, distanciamento
das curvas temporizadas e nível de curto circuito no ponto analisado.
O nível de curto circuito foi calculado pelo software SINAP® e a identificação de um ponto
específico do alimentador manobrado está exemplificado na Figura 9, observa-se em comparação
com o nível de curto-circuito nesse mesmo local com a configuração inicial, ou com o alimentador
em condições normais de operação, que os valores de nível de curto se modificam impactando
diretamente na coordenação dos dispositivos de proteção dispostos até esse ponto (Figura 3).
Desta forma, verifica-se a necessidade de alteração dos ajustes do dispositivo que está a montante
deste ponto com a nova configuração dos alimentadores em função do defeito simulado. O Ajuste
da curva sugerido para essa nova configuração prevê a correta coordenação entre os dispositivos
para a situação de contingência.
Figura 9: Nível de curto circuito em função da manobra da carga na situação de uma contingência;
Para parametrização dos novos valores de curvas, utilizou-se das curvas de tempo mínimo de
fusão e tempo máximo de interrupção do elo fusível e de um conjunto de curvas pré-estabelecidas
para ajuste dos equipamentos religadores. A Figura 10 é um exemplo dos dados utilizados nas
simulações para parametrização dos novos ajustes.
Curvas Ajustes Elos - Religadores - Relés
1000
Curva Mínima 40k
Curva Máxima 40k
Curva Mínima 15k
Curva Máxima 15k
100
Curva Mínima 25k
Curva Máxima 25k
Curva Mínima 10k
Curva Máxima 10k
Curva Mínima 6k
10
Tempo (s)
Curva Máxima 6k
CURVA C - kF50
CURVA C - kF70
CURVA C - kF100
1
0,1
0,01
1
10
100
1000
10000
100000
Corrente (A)
Figura 10: Curvas de ajustes de elo fusível com exemplo de uma curva temporizada de Religador;
A parametrização dos novos ajustes é realizado em conformidade aos requisitos estabelecidos e
havendo a necessidade de alteração do ajuste esse ajuste é implementado no equipamento
correspondente. No caso do estudo analisado no sistema elétrico de distribuição do município de
Passo Fundo e municípios vizinhos, houve a necessidade de adequação da curva do ajuste de fase
para atendimento a carga manobrada.
Nesta situação a necessidade ocorreu em virtude do montante de carga atendida pelo alimentador
na contingência. Esse equipamento religador estava em uma condição de proteção de um tronco
alimentador e na contingência passou a fazer parte integrante de um novo trecho de rede dita
como troncal no sistema de distribuição, por assumir uma carga maior que o ajuste estabelecido
em sua configuração em operação em regime normal.
A Figura 11 detalha a curva em azul claro que foi alterada para atender a especificação técnica do
distanciamento de tempo entre a curva do ajuste de fase do Religador (azul claro) e a curva do
ajuste de fase do Relé de saída do Alimentador (curva na cor laranja), para o novo nível de curto
circuito calculado pelo fluxo de potência no regime de contingência.
Figura 6: Detalhe do ajuste da curva de fase parametrizada no Religador em regime de contingência;
4. Considerações Finais
O trabalho buscou demonstrar que em caso de uma alteração nas RD o sistema de proteção e
seletividade dos circuitos pode ficar vulnerável, tendo em vista as alterações na configuração ou
na topologia do sistema elétrico como um todo.
A operação dinâmica e a tendência de se formar um sistema elétrico de distribuição mais maleável
e sujeito a modificações instantâneas pode contribuir para a propagação de atuações indevidas do
sistema de proteção. A conexão de unidades geradoras de energia diretamente ao sistema de
distribuição, conhecidas como geração distribuída também contribui para a modificação dos
circuitos e do fluxo de potência localizados.
Aliado a novas topologias, a tendência da distribuição de energia segue no sentido das inovações
tecnológicas dos sistemas, como é o caso do Self Healing. Aplicando as técnicas de SH e
buscando as inovações de adequações do sistema de distribuição pode-se conciliar a melhoria do
sistema como um todo. Além do SH contribuir para a identificação e isolamento imediato dos
defeitos localizados, aplicando-se as técnicas apresentadas neste trabalho, com relação a proteção
e seletividade, pode-se contribuir ainda mais para a melhoria dos indicadores de qualidade e
confiabilidade dos sistemas de distribuição de energia.
A análise realizada pelo estudo de caso demonstrado salienta a necessidade de rever os parâmetros
relacionados a proteção e seletividade das RD em caso de uma contingência, ou ocorrência de um
defeito.
O trabalho busca identificar possíveis pontos frágeis dos ajustes implementados sob um regime
normal de operação do sistema, no caso de uma contingência ou manobra de carga. A necessidade
de alteração da parametrização da proteção é evidente em caso de incremento da carga elétrica
atendida pelo novo circuito formado. Muitas vezes, nas condições de manobras esses
equipamentos ficam com os ajustes protetivos excluídos para não ocorrer nenhuma falta por
sobrecarga no equipamento, no entanto, isso pode ocasionar ou propagar um possível defeito nos
circuitos a montante e interromper o atendimento de energia a um considerável número de
consumidores ou de carga.
A pesquisa está e sua fase inicial e os trabalhos futuros do estudo buscam a implementação da
metodologia no sistema de operação em tempo real. Ainda, a automatização dos processos será
aperfeiçoada para aplicação diretamente no sistema operacional de uma distribuidora de energia.
Agradecimentos
Gostaríamos de agradecer pelo suporte técnico e financeiro à permissionária COPREL, ao
Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) e à Coordenação de
Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES).
Referencias
KAGAN, N., SCHMIDT, H. P., OLIVEIRA C. C. B. and KAGAN, H. (2009). Metodos de
otimização aplicados a sistemas elétricos de potência. São Paulo: Edgard Blucher Ltda, 2009.
SOFTWARE SINAP® - Análise Integrada de Redes AT/MT/BT. Software licenciado para a
empresa COPREL – Cooperativa de Energia.
FILHO, JOÃO MAMEDE; MAMEDE, DANIEL. Proteção de Sistemas Elétricos de Potência.
2011.
CAMINHA, A. C.. Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos. São Paulo: Edgard Blücher,
1977.
BERNARDON, D. P. [et al.]. Sistemas de distribuição no contexto das redes elétricas inteligentes:
uma abordagem para reconfiguração de redes. Santa Maria: AGEPOC, 2015.