42
[email protected] (21) 2528-3782 (21) 2626-3978 Instituto de Engenharia Elétrica - IEE M M Ó Ó D D U U L L O O 7 7 P P R R O O T T E E Ç Ç Ã Ã O O D D E E S S I I S S T T E E M M A A S S E E L L É É T T R R I I C C O O S S P P r r o o f f e e s s s s o o r r : : C C a a r r l l o o s s A A l l b b e e r r t t o o M M o o h h a a l l l l e e m m G G u u i i m m a a r r ã ã e e s s A A l l u u n n o o : : A A r r t t h h u u r r d d a a S S i i l l v v a a S S a a n n t t a a R R o o s s a a I I t t a a j j u u b b á á , , 2 2 2 2 d d e e n n o o v v e e m m b b r r o o d d e e 2 2 0 0 0 0 2 2 P P P R R O O T T E E Ç Ç Ã Ã O O P P A A R R A A P P P E E R R D D A A D D E E S S S I I N N C C R R O O N N I I S S M M O O E E S S U U A A A A P P L L I I C C A A Ç Ç Ã Ã O O N N A A I I N N T T E E R R L L I I G G A A Ç Ç Ã Ã O O N N O O R R T T E E / / S S U U D D E E S S T T E E C C E E N N T T R R O O O O E E S S T T E E

Proteção Para Perda de Sincronismo

Embed Size (px)

Citation preview

Page 1: Proteção Para Perda de Sincronismo

[email protected] (21) 2528-3782 (21) 2626-3978

Instituto de Engenharia Elétrica - IEE

MMMÓÓÓDDDUUULLLOOO 777

PPPRRROOOTTTEEEÇÇÇÃÃÃOOO DDDEEE SSSIIISSSTTTEEEMMMAAASSS EEELLLÉÉÉTTTRRRIIICCCOOOSSS

PPPrrrooofffeeessssssooorrr ::: CCCaaarrrlllooosss AAAlllbbbeeerrrtttooo MMMooohhhaaalllllleeemmm GGGuuuiiimmmaaarrrãããeeesss AAAllluuunnnooo ::: AAArrrttthhhuuurrr dddaaa SSSiiilllvvvaaa SSSaaannntttaaa RRRooosssaaa

IIItttaaajjjuuubbbááá,,, 222222 dddeee nnnooovvveeemmmbbbrrrooo dddeee 222000000222

PPPRRROOOTTTEEEÇÇÇÃÃÃOOO PPPAAARRRAAA PPPEEERRRDDDAAA DDDEEE SSSIIINNNCCCRRROOONNNIIISSSMMMOOO

EEE SSSUUUAAA AAAPPPLLLIIICCCAAAÇÇÇÃÃÃOOO NNNAAA IIINNNTTTEEERRRLLLIIIGGGAAAÇÇÇÃÃÃOOO

NNNOOORRRTTTEEE///SSSUUUDDDEEESSSTTTEEE ––– CCCEEENNNTTTRRROOO OOOEEESSSTTTEEE

Page 2: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

2

Sumário

1 INTRODUÇÃO................................................................................................. 3

2 PARTE 1 : DEFINIÇÕES ................................................................................. 4

2.1 DISTINÇÃO ENTRE PERDA DE SINCRONISMO E OSCILAÇÃO........................................... 4

2.2 INFLUÊNCIA DESTES FENÔMENOS NOS RELÉS DE DISTÂNCIA (21)................................ 6

2.3 FUNÇÃO DE BLOQUEIO POR OSCILAÇÃO – 68 OSB ............................................................11

2.4 FUNÇÃO DE DISPARO POR PERDA DE SINCRONISMO – 78 OU 68 OST............................19

3 PARTE 2 : APLICAÇÃO DA PPS NA INTERLIGAÇÃO N/SE-CO ................. 24

3.1 HISTÓRICO ..................................................................................................................................24

3.2 AJUSTES IMPLEMENTADOS.....................................................................................................28

4 PARTE 3 : OCORRÊNCIAS COM ATUAÇÃO DA PPS .................................. 32

4.1 Simulações Realizadas no ANATEM, com atuação da PPS ..........................................................32

4.2 Casos Reais de Ocorrências no Sistema Interligado, Com a Atuação da PPS. .............................37

5 ANEXOS ....................................................................................................... 42

5.1 Anexo 1 : Dados do relé da PPS da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste, para utilização nas

simulações com o ANATEM.......................................................................................................................42

6 REFERÊNCIAS ............................................................................................. 42

Page 3: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

3

1 INTRODUÇÃO Este trabalho faz parte da avaliação do conteúdo de Proteção de Sistemas Elétricos, que foi apresentado pelo professor Carlos Alberto Mohallem, no módulo 7 do CESE MODULAR 2002, em setembro de 2002, na UNIFEI. Foi escolhido o tema : “Proteção para Perda de Sincronismo e sua Aplicação na Interligação Norte/Sudeste – Centro Oeste”, devido ao interesse em demonstrar o princípio de funcionamento desta proteção, também chamada de PPS, que assume papel de grande relevância na função de proteção sistêmica, sendo empregada essencialmente nas interligações entre subsistemas. O objetivo principal do trabalho é explicar de maneira simples e clara como funciona esta proteção e em seguida mostrar como vem sendo aplicada esta função na Interligação em 500 kV Norte/Sudeste – Centro Oeste do Sistema Interligado Brasileiro. Adicionalmente, serão apresentados registros de exemplos reais de ocorrências em que houve atuação da PPS. O trabalho foi subdividido em três partes : PARTE 1 : DEFINIÇÕES Abordagem sobre variações dinâmicas de carregamento, com o

objetivo de classificar os fenômenos de perda de sincronismo e oscilação;

Função de Bloqueio por Oscilação – 68 OSB (out-of-step blocking),

que bloqueia a atuação da função 21, quando ocorrem os fenômenos de perda de sincronismo e oscilação;

Função de Disparo por Perda de Sincronismo – 78 ou 68 OST (out-

of-step tripping), que atua quando ocorrem fenômenos de perda de sincronismo;

PARTE 2 : APLICAÇÃO DA PPS Aplicação da PPS na Interligação em 500 kV Norte/Sudeste – Centro

Oeste : - Motivação e objetivo; - Estudos elétricos efetuados e critérios adotados ; - Ajustes iniciais implementados;

Page 4: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

4

- Novos ajustes e ganhos obtidos.

PARTE 3 : OCORRÊNCIAS COM ATUAÇÃO DA PPS Simulações no ANATEM, de contingências no Sistema Interligado, com

atuação da PPS. Casos reais de ocorrências no Sistema Interligado, com a atuação da

PPS.

2 PARTE 1 : DEFINIÇÕES

2.1 DISTINÇÃO ENTRE PERDA DE SINCRONISMO E OSCILAÇÃO

As variações dinâmicas do carregamento são fenômenos trifásicos equilibrados que impõem uma modulação sobre as formas de onda de tensão e corrente, ou seja, sobre os valores eficazes dessas grandezas. As variações dinâmicas do carregamento são fenômenos transitórios eletromecânicos que espelham o comportamento do sistema elétrico. As ações dos reguladores das máquinas síncronas e dos controladores do sistema são cruciais para conter tais fenômenos. Aspecto da forma de onda de tensão durante uma forte oscilação :

t

V

VRMS

Page 5: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

5

A mais fácil visualização das variações dinâmicas do carregamento se dá no diagrama R-X, onde pode ser analisado o comportamento do quociente V/I.

Na prática, as ações dos reguladores das máquinas síncronas e dos controladores do sistema elétrico dão origem a lugares geométricos diferentes dos mostrados anteriormente. As oscilações são fenômenos estáveis, visto que são amortecidas. As perdas de sincronismo são fenômenos instáveis.

Pδ/2

δ/2ZMEDIDO

KC

O

A

-ZS

Z’1

X

BZG

X

R

R

ZS1 ZG1O X

R

X

R

X

OSCILAÇÃO:FENÔMENO ESTÁVEL

Z=V/I NÃO CRUZAO EIXO VERTICAL

PERDA DE SINCRONISMO:FENÔMENO INSTÁVEL

Z=V/I CRUZAO EIXO VERTICAL

Page 6: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

6

2.2 INFLUÊNCIA DESTES FENÔMENOS NOS RELÉS DE DISTÂNCIA (21)

A função de distância pode ser significativamente afetada pelas variações dinâmicas do carregamento, bastando que o lugar geométrico percorrido por Zmedido atravesse a característica de operação. É evidente que as unidades de medida são afetadas qualquer que seja o seu formato :

R

X

R

X

OSCILAÇÃO:FENÔMENO ESTÁVEL

Z=V/I NÃO CRUZAO EIXO VERTICAL

PERDA DE SINCRONISMO:FENÔMENO INSTÁVEL

Z=V/I CRUZAO EIXO VERTICAL

R

X

Z1

Z2

Z3

R

X

Z1

Z2

Z3

Page 7: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

7

Já os disparos dependem das temporizações ajustadas : 2ª Zona :

3ª Zona :

Nas zonas temporizadas, como a segunda e a terceira, uma variação dinâmica do carregamento só causará disparo se o tempo de permanência de Zmedido no interior da característica de operação superar as temporizações T2 ou T3, respectivamente. Os esquemas de teleproteção baseados na função de distância também podem ser afetados pelas variações dinâmicas do carregamento, bastando que suas lógicas sejam atendidas. Portanto, unidades de sobrealcance que não cheguem a dar disparo em função de suas temporizações podem conduzir as lógicas de teleproteção associadas a operar incorretamente :

R

X

Z1

Z2

Z3

R

X

Z1

Z2

Z3

R

X

Z1

Z2

Z3

R

X

Z1

Z2

Z3

Page 8: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

8

Do ponto de vista do sistema elétrico, se não forem tomadas providências corretivas, os relés de distância poderão operar para oscilações ou perdas de sincronismo. É indispensável haver BLOQUEIO AUTOMÁTICO para a função 21. Opções básicas de bloqueio :

21-1

21-2

TELE-PROTEÇÃO ≥1

T2

DISPARO

21-1

21-2

TELE-PROTEÇÃO

≥1T2

DISPARO21-3 T3 &

BLOQUEIO

BLOQUEIOTOTAL

≥121-1

21-2

TELE-PROTEÇÃO

≥1T2DISPARO

21-3 T3

&

BLOQUEIO

BLOQUEIOAPENAS DOS

INSTANTÂNEOS

Page 9: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

9

Se não houver bloqueio, poderá ocorrer disparo pela função 21 ou pela teleproteção associada, causando o desligamento da linha, o quer acarreta : Perda de mais um ramo da rede, aumentando a abrangência da

perturbação; Risco de abertura do disjuntor em oposição de fase. Os diagramas a seguir irão mostrar a sequência de evolução das medições de impedância, durante uma variação dinâmica da carga, até que o disparo seja comandado e a abertura do disjuntor ocorra em oposição de fase (pior condição para o disjuntor): - considerar fontes com tensões de módulos iguais :

ZS1 ZG1O X

P1

δ1ZMEDIDO1

C

O

A

-ZS

Z’1

X

BZG

X

R

R

Page 10: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

10

P2

δ2 ZMEDIDO2C

O

A

-ZS

Z’1

X

BZG

X

R

R

δδδδ2 > δδδδ1

P3

δ3ZMEDIDO3C

O

A

-ZS

Z’1

X

BZG

X

R

R

δδδδ3 > δδδδ2

INÍCIO DAATUAÇÃO

P4

δ4

ZMEDIDO4C

O

A

-ZS

Z’1

X

BZG

X

R

R

δδδδ4 > δδδδ3

COMANDODE DISPARO

Page 11: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

11

2.3 FUNÇÃO DE BLOQUEIO POR OSCILAÇÃO – 68 OSB Embora usualmente denominada 68 OSB (out-of-step blocking), esta função, corretamente objetiva bloquear a atuação da função 21 para as variações dinâmicas do carregamento, ou seja, oscilações e perdas de sincronismo. Em essência, a função 68 OSB deve discriminar as condições de falta, das condições de variações dinâmicas do carregamento : a impedância medida vai do ponto de operação para a posição de falta

muito rapidamente; a impedância medida varia lentamente num fenômeno dinâmico

(transitório eletromecânico).

Para estabelecer a distinção necessária podem ser utilizadas características de operação simétricas aos eixos, de modo a englobar todas as zonas de distância à frente e reversas.

P5

ZMEDIDO5C

O

A

-ZS

Z’1

X

BZG

X

R

R

ZS1 ZG1

FONTES COMTENSÕES DE

MÓDULOS IGUAIS

O X

δδδδ5 ≅≅≅≅180oABERTURA EM

OPOSIÇÃO DE FASE

Page 12: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

12

R

X

CARACTERÍSTICA EXTERNA

CARACTERÍSTICA INTERNA

CARGA

NA CONDIÇÃO DE CARGA NÃOOPERAM AMBOS OS RELÉS (EXT. E INT.)

R

X

CARACTERÍSTICA EXTERNA

CARACTERÍSTICA INTERNA

FALTA

NA CONDIÇÃO DE FALTA AMBOSOS RELÉS (EXT. E INT.) OPERAM

PRATICAMENTE EM SIMULTANEIDADE

R

X

CARACTERÍSTICA EXTERNA

CARACTERÍSTICA INTERNACARGA

PÓS-FALTA

∆∆∆∆Z

1

2

SE A DURAÇÃO DAVARIAÇÃO DE ZENTRE OS PONTOS1 E 2 FOR SUPERIOR A UM TEMPO DEDISCRIMINAÇÃO (TD), FICA CARACTERIZADAUMA VARIAÇÃO DINÂMICA DO CARREGAMENTO.

Page 13: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

13

Na prática, as características de operação não precisam ser necessáriamente simétricas. Basta que envolvam adequadamente todas as características de operação das unidades de medida e partida à frente e reversas que tenham de ser bloqueadas. A discriminação deve ser feita por um esquema de taxa de variação de impedância, ou seja, um esquema de taxa de variação do quociente V/I, conforme lógicas a seguir : ∆Z/∆t > Ajuste => FALTA

∆Z/∆t < Ajuste => VARIAÇÃO DINÂMICA DO CARREGAMENTO => BLOQUEIO

Para ilustrar os dois casos acima, temos : 1º Caso : Ocorrência de Falta

&68 TD

0

& &21

DISPARO

0

0

00 00

00 0

0

R

X 68

21

CARGA

CONDIÇÃOPRÉ-DISTÚRBIO

R

X 68

21

&68 TD

0

& &21

DISPARO

0

1

00 00

01 0

0

FALTAÉ DE SE ESPERARQUE, NA PRÁTICA, O 68

OPERE ANTES DO 21

Page 14: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

14

2º Caso : Variação Dinâmica do Carregamento

&68 TD

0

& &21

DISPARO

0

0

00 00

00 0

0

R

X 68

21

CARGA

CONDIÇÃOPRÉ-DISTÚRBIO

∆Z

&68 TD

0

& &21

DISPARO

0

1

00 00

01 0

0

R

X 68

21

VARIAÇÃODINÂMICA DO

CARREGAMENTO

∆Z68

OPERA

R

X 68

21

&68 TD

0

& &21

DISPARO

1

1

11 11

10 0

0

FALTASE O 21 OPERAR ANTESDE TRANSCORRER O

TEMPO T D, HÁ DISPARO

Page 15: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

15

O comportamento do sistema elétrico durante oscilações ou perdas de sincronismo corresponde a condições trifásicas equilibradas. Portanto, neste fenômenos só existe a rede de seqüência positiva e todas as fases são afetadas igualmente. Por esta razão a função 68 OSB ou mesmo o relé 68, podem ser implementados por tensão e corrente de seqüência positiva. Isto significa que o relé 21 e o 68 medirão impedâncias iguais nos fenômenos dinâmicos (equilibrados) e distintas durante a falta (desequilibrada). Isto

&68 TD

0

& &21

DISPARO

0

1

00 00

01 1

1

R

X 68

21

VARIAÇÃODINÂMICA DO

CARREGAMENTO

∆Z

21 AINDANÃO OPEROU

&68 TD

0

& &21

DISPARO

1

1

11 00

01 1

1

R

X68

21

VARIAÇÃODINÂMICA DO

CARREGAMENTO

∆Z21

OPERA

NÃO HÁDISPARO

Page 16: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

16

não é crítico, pois caso ocorra uma falta o relé 21 irá detectar e operar normalmente, conforme gráfico abaixo.

2.3.1 AJUSTE DO RELÉ 68 OSB A filosofia de ajuste da função de bloqueio por oscilação (68 OSB) consiste em criar no diagrama polar uma área larga o suficiente para detectar a mais rápida variação de Zmedido obtida dos estudos de estabilidade, tipicamente expressa em Ω/s. Assim supondo que o tempo de discriminação TD seja fixo, a impedância entre a característica externa e interna deve ser maior que o produto entre TD e a máxima taxa de variação de Zmedido. Ajustes com características quadrilaterais :

R

X 68

21

FALTA21

FALTA68

Zajuste > TD . (∆Z/∆t)máx. simulado

R

X

ZAJUSTE

INTERNA

EXTERNA

Page 17: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

17

Ajustes com características circulares :

Naturalmente, a característica de operação externa deve estar suficientemente afastada do lugar geométrico das impedâncias medidas em condições de máxima carga estática.

Nas proteções onde TD seja também ajustável, é recomendável que seu valor seja da ordem de 30 ms. Ao determinar os ajustes, deve-se atentar para a questão da exatidão garantida dos esquemas de taxa de variação de uma grandeza elétrica. Neste caso, trata-se da exatidão das unidades de medida (alcances) e da medição de TD. Portanto, supondo medição acurada de TD , devemos levar em consideração as seguintes faixas, no diagrama polar, em função dos problemas de exatidão:

R

X

ZAJUSTE

INTERNA

EXTERNA

ZLZ3

R

X

ZREV

Page 18: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

18

Conseqüentemente, a função 68 OSB deve ser ajustada para a maior taxa de variação de Zmedido encontrada nas simulações de estabilidade, considerando a faixa mínima oriunda da exatidão garantida. Este procedimento compensa conservativamente o fato da taxa de variação da impedância medida ser variável ao longo do lugar geométrico percorrido por esta grandeza. Há casos em que, por simplicidade construtiva, a característica externa não envolve completamente a interna. Tipicamente isto se dá com alguns relés de características de operação circulares, como o exemplo a seguir (característica tipo tomate) :

Finalmente devemos estar atentos para a possibilidade de ocorrer uma falta superposta a uma variação dinâmica da carga, e estando o relé bloqueado, sua resposta não será satisfatória. Uma das soluções possíveis e que deve ser analisada é a de não serem bloqueadas as unidades de medida e de partida temporizadas.

R

X

ZAJUSTE

ZMÍNIMO

ZMÁXIMO

INTERNA EXTERNA

FAIXAMÍNIMA

FAIXAMÁXIMA

R

X

INTERNA

EXTERNA

Page 19: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

19

2.4 FUNÇÃO DE DISPARO POR PERDA DE SINCRONISMO – 78 OU 68 OST A função de disparo por perda de sincronismo (78) consiste em meios de se detectar variações dinâmicas do carregamento, identificar que o fenômeno é instável e comandar a abertura dos disjuntores em condições angulares seguras. Esta função é empregada intintivamente nas interligações entre subsistemas, de modo a separá-los em ilhas estáveis quando de grandes perturbações em um deles. Esta função, no Brasil, costuma ser chamada de PPS (Proteção para

Perda de Sincronismo). Existem duas denominações para a proteção para perda de sincronismo, onde ambas têm função de disparo : 68 OST (out-of-step tripping) : quando a proteção não tem controle

por meios diretos do momento do disparo dos disjuntores. Como exemplo de aplicação no Brasil temos esta proteção aplicada em : - Interligação Sul/Sudeste (tronco de 750 kV); - Interligação Norte/Sudeste – Centro Oeste (500 kV); - Interligação Norte/Nordeste (500 kV);

78 : quando a proteção tem controle do momento do disparo dos

disjuntores. A detecção da variação dinâmica do carregamento, sem distinguir se é uma oscilação ou perda de sincronismo, pode ser feita da mesma maneira indicada no item 2.3 (função de bloqueio), ou seja, através da medição da taxa de variação da impedância medida (∆Z/∆t), dentro de uma faixa pré-definida.

R

X

CARACTERÍSTICA EXTERNA

CARACTERÍSTICA INTERNACARGA

PÓS-FALTA

∆∆∆∆Z4

2

OSCILAÇÃO

PERDA DESINCRONISMO

3

1

Page 20: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

20

Se a duração da variação de Z entre os pontos 1 e 2 for superior ao tempo de discriminação (TD), fica caracterizada uma variação dinâmica do carregamento. A discriminação entre perdas de sincronismo e oscilações pode ser feita pela detecção do cruzamento do eixo vertical, de duas maneiras : 1) Pela desoperação da característica externa ou interna oposta, conforme

gráfico anterior, ao atravessar pelos pontos 3 e 4; 2) Pela operação de uma característica adicional próxima ao eixo vertical

(menos comum), conforme gráfico abaixo, ao atravessar pelo ponto 5 :

Nesta segunda maneira, fica possível que também seja dado comando de disparo em caso de oscilações muito intensas, para as quais a impedância medida se aproxime suficientemente do eixo vertical. A emissão do comando de disparo pode ser feita pela desoperação de uma de quatro unidades de medida de resistência e de reatância (característica quadrilateral). No diagrama abaixo pode-se visualizar o ponto 5 em que é comandado corretamente o disparo por perda de sincronicmo, com um ângulo δ seguro para o disjuntor. No caso da oscilação, não ocorrerá atuação da proteção.

R

X

CARACTERÍSTICA EXTERNA

CARACTERÍSTICA INTERNACARGA

PÓS-FALTA

∆∆∆∆Z2

OSCILAÇÃO

PERDA DESINCRONISMO

5

CARACTERÍS-TICAS DE DIS-CRIMINAÇÃO

1

Page 21: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

21

O diagrama abaixo permite interpretar a lógica de disparo, que depende essencialmente das medidas de resistência :

Obs.: DRN e DRP trabalham operados e quando o Zmedido cruza estes eixos há a desoperação desta unidade de medida. Na implementação da função 78 (disparo), a parte de ∆Z/∆t também se presta para a função 68OSB (bloqueio), portanto, as lógicas 68OST e 68OSB costumam ser implantadas com lógica de ∆Z/∆t em comum. Deve-se ter em

mente que o bloqueio das unidades de distância é que viabiliza o disparo seletivo por 78 ou 68OST.

No caso da função 68OST, uma unidade de medida pode ser usada na operação para compor a lógica de taxa de variação da impedância medida e na desoperação para controlar o ângulo entre as fontes no momento do disparo.

R

X

CARGAPÓS-FALTA

∆∆∆∆Z2

OSCILAÇÃO

PERDA DESINCRONISMO

15

A

B

δ

DESOPERAÇÃO

DXP

DRP

DXN

DRN

EXP

ERP

EXN

ERN

IXP

IRP

IXN

IRN

∆Z/∆t&

ERP

IRP

DRN

ERN

IRN

DRP

∆Z/∆t&

≥1 DISPARO

Page 22: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

22

2.4.1 AJUSTE DO RELÉ 78 E 68OST Algumas considerações citadas no item 2.3.1 para ajuste da função 68OSB, são válidas no critério de ajuste das funções 78 e 68OST. A filosofia de ajuste da função da lógica de ∆Z/∆t consiste em criar no diagrama polar uma área larga o suficiente para detectar a mais rápida variação de Zmedido obtida dos estudos de estabilidade, tipicamente expressa em Ω/s. Naturalmente, a característica de operação externa deve estar suficientemente afastada do lugar geométrico das impedâncias medidas em condições de máxima carga estática. Nas proteções onde TD seja também ajustável, é recomendável que seu valor seja da ordem de 30 ms. Respeitada a condição de máximo carregamento estático, deve-se procurar ajustar ao alcances das características externa e interna em função da otimização da exatidão garantida da lógica de ∆Z/∆t.

Considerando a exatidão garantida, a mais rápida variação de Z encontrada nas simulações de estabilidade, deve ser inferior ao ∆Z/∆t mínimo mensurável pela função 78 ou 68 OST. As características de operação não precisam ser simétricas aos eixos do diagrama polar, se a aplicação impuser requisitos distintos para os dois sentidos de carga pré-distúrbios (exemplo: PPS da Interligação N/SE-CO). Os alcances reativos são habitualmente ajustados na mesma proporção que os resistivos, no que tange à lógica ∆Z/∆t. Eles devem ser longos o suficiente para garantir a acomodação de todos os regimes de curto-circuito.

No que tange ao controle do comando de disparo, só se pode prescindir de tal sub-função se o disjuntor for capaz de efetuar abertura em oposição de fase (exemplo: disjuntores das subestações onde atua a PPS da Interligação N/SE-CO). Na função 78, a característica de disparo deve ser ajustada em função do ângulo máximo admissível pelo disjuntor. Deve-se considerar uma margem de erro significativa, pois o processo é pouco exato. Além disto devem ser analisados todos os regimes de curto-circuito das fontes, que irão influenciar no ângulo de abertura no momento do disparo.

Page 23: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

23

O diagrama abaixo ilustra um caso estudado para determinação do alcance resistivo negativo (RDRN) da característica de disparo, onde podemos comparar o ângulo do disparo com o ângulo máximo aceitável pelo disjuntor.

R

X

Z’1

DRN

RDRN ZS1

C

ZG1

δMÁX

ACEITÁVEL

CAR-GA

Page 24: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

24

3 PARTE 2 : APLICAÇÃO DA PPS NA INTERLIGAÇÃO

N/SE-CO

O relé utilizado para a função de Proteção para Perda de Sincronismo (PPS) na Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste é o SEL 321, fabricado pela Schweitzer (figura abaixo). Estes relés estão instalados na Usina de Serra da Mesa e na SE Gurupi (ambas de propriedade de Furnas).

A configuração atual da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste é :

3.1 HISTÓRICO Um dos temas centrais das avaliações feitas durante a fase de planejamento da expansão dizia respeito à tecnologia a ser empregada para a linha de interligação Norte-Sul, posteriormente renomeada para Norte/Sudeste-Centro Oeste.

G

G

G

SE ImperatrizSE ColinasSE MiracemaSE GurupiUS S. da MesaSE Samambaia

SE Bandeirantes

SE B. Sul

345 kV 500 kV

500 kV

500 kV 500 kV 500 kV 500 kV

230 kV

# 1

# 2

Page 25: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

25

Além dos aspectos relativos ao custo do empreendimento, considerações relativas à facilidade de futuras expansões levando em conta os aproveitamentos previstos para o rio Tocantins e ao desempenho dinâmico esperado para o novo sistema, formado com o advento da interligação, fizeram parte de intensas discussões técnicas em torno da oportunidade de se utilizar tecnologias de transmissão em corrente alternada ou em corrente contínua. Sem se entrar em considerações acerca das vantagens ou desvantagens intrínsecas a cada uma das possíveis opções tecnológicas, vale comentar que a tecnologia finalmente escolhida trazia como principal preocupação, do ponto de vista do desempenho dinâmico dos sistemas, a introdução de um modo oscilatório de baixa freqüência (0,2 Hz) entre os sistemas N-S. O adequado controle deste modo seria fundamental para viabilizar a alternativa CA, tendo sido tal objetivo atingido através do emprego de compensação série controlável (TCSC). Vários estudos realizados durante a fase de planejamento demonstraram a efetividade do controle proporcionada pelos TCSC’s, conferindo amortecimento adequado ao modo de oscilação N-S. O critério adotado para os estudos considerava a aplicação de curto monofásico seguido de sua eliminação através da abertura da linha atingida. Outro aspecto relevante à fase de planejamento da expansão dizia respeito aos reforços necessários para que os sistemas receptores pudessem manter um nível satisfatório de desempenho, tendo-se adotado como premissa que a operação da interligação não deveria resultar em degradação do nível de desempenho dos sistemas operando isoladamente. Dentro deste contexto, um conjunto de alternativas de reforços foi analisado e foi recomendada uma alternativa, classificada como de média flexibilidade operativa, representando um compromisso equilibrado entre flexibilidade operativa e custos. Tal alternativa de reforços para o sistema receptor Sudeste compunha-se de: LT S.Mesa – Samambaia 500 kV, 246 km, 2º circuito (realizado); 2º transformador 500/345 kV, 1050 MVA, em Samambaia (realizado); 50% de compensação série de cada LT S.Mesa – Samambaia (não

realizado); capacitor shunt de 1 x 150 MVAr em Samambaia 345 kV (realizado); compensador estático de –100/+200 MVAr em Samambaia (não

realizado); No encaminhamento do relatório do Grupo de Estudos Elétricos da Interligação Norte-Sul, Ref.: N/S-GEE.021.96, de dezembro de 1996, lia-

Page 26: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

26

se, textualmente: “A ausência de qualquer dos elementos constantes do programa de obras de reforço no sistema Sudeste recomendado para receber a interligação daria ensejo à imposição de restrições de ordem operativas adicionais, limitando a flexibilidade e qualidade do sistema como um todo, e com possíveis implicações sobre os benefícios energéticos da interligação.” Os estudos pré-operacionais da interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste foram realizados em duas fases distintas. A primeira envolveu um grupo misto planejamento/operação com o objetivo de agilizar ao máximo a obtenção de informações relevantes para o planejamento da operação. Em sua segunda fase, foi dada ênfase ao enfoque operativo e ao comissionamento da interligação. Nesta fase estiveram em atividade três forças-tarefas que se dedicaram aos aspectos de desempenho do sistema enfocando regime permanente, regime dinâmico, transitórios eletromagnéticos e do controle carga-freqüência. No que diz respeito ao desempenho dinâmico do sistema, foi levada a termo uma série de análises que definiram as ações necessárias ao estabelecimento dos procedimentos operacionais a serem observados a partir da entrada em serviço da interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste, em março de 1999. Estas análises apontaram para a necessidade de ações de controle, do ponto de vista dos geradores e da proteção sistêmica, que visavam basicamente os seguintes objetivos: 1 – Prover o Sistema Interligado Norte-Sul de amortecimento adicional ao já provido pela presença dos TCSC’s nas extremidades da interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste com o intuito de: melhorar o desempenho dinâmico durante perturbações que excitem o

modo de oscilação de baixa freqüência entre os Sistemas Interligados N/NE e S/SE/CO;

garantir amortecimento suficiente para estas oscilações mesmo na indisponibilidade de um ou dos dois TCSC’s.

2 – Contornar situações de potencial instabilidade entre os Sistemas Interligados N/NE e S/SE/CO, promovendo a separação controlada dos dois sistemas pela abertura do circuito cuja perda é menos crítica para o desempenho global e garantindo que esta separação se dê de forma suficientemente rápida, de modo a garantir um limite aceitável para a queda de tensão que ocorre na Área Goiás – Brasília, acompanhando o estabelecimento de uma condição de instabilidade entre os sistemas.

Page 27: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

27

No que diz respeito à falta de amortecimento para oscilações na freqüência do modo Norte-Sul, foram recomendadas alterações de estrutura e ajustes de alguns controladores de geradores do sistema NE. Cabe ressaltar que diante da magnitude do fenômeno envolvendo a possibilidade de perda de sincronismo e colapso de tensão e de suas potenciais conseqüências, grande parte do esforço de análise do desempenho do sistema Sudeste foi direcionado para o estudo de uma medida de proteção sistêmica capaz de atender de forma satisfatória aos objetivos do item 2 anterior. Estas análises conduziram a uma proposição de ajustes para as proteções para perda de sincronismo instaladas nos terminais de Serra da Mesa e de Gurupi. Os critérios utilizados nas simulações que balizaram o cálculo dos ajustes finalmente implantados foram os seguintes: 1 – Simulação de casos envolvendo a perda de grandes blocos de geração no sistema Sudeste (por exemplo, atuação das lógicas dos ECEs do tronco de 750 kV envolvendo corte de máquinas em Itaipu. Este critério foi adotado com base na estatística de atuação dos citados ECEs que apontavam 17 atuações das lógicas no período de 01/11/96 a 20/11/97, sendo que em 16 oportunidades houve acionamento do desligamento de geradores na UHE Itaipu 60 Hz) 2 – Não permitir a excursão transitória das tensões na região de Brasília em valores abaixo de 85% da tensão nominal, de modo a se evitar o desligamento de cargas por subtensão. 3 – Não permitir a migração do fenômeno de instabilidade para outras áreas do sistema, principalmente para a interligação Sul-Sudeste, de forma a se evitar um possível colapso generalizado do sistema. Os ajustes calculados foram testados em simulações dinâmicas que confirmaram a sua adequação em relação aos objetivos a serem atingidos. Para tanto, foi de capital importância o fato dos disjuntores da LT 500 kV Serra da Mesa – Gurupi serem capazes de interromper correntes elevadas em condições de oposição de fase. Estes ajustes representam uma solução de compromisso de forma a atender aos objetivos desejados no que diz respeito à separação dos sistemas N/NE e S/SE/CO quando do estabelecimento de uma condição de instabilidade, quer seja associada a um colapso de tensão, quer seja a um fenômeno de perda de sincronismo. Esta

Page 28: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

28

solução de compromisso implicou em limitação do carregamento da interligação Norte-Sul em 800 MW, sentido Norte-Sul, medidos no terminal de Serra da Mesa e com tensão superior a 525 kV. Complementarmente, as seguintes recomendações foram feitas aos órgãos de operação: limitar o fluxo na interligação Norte-Sul no valor máximo instantâneo de

800 MW medidos no terminal de Serra da Mesa saída para Gurupi; reprogramar geração e intercâmbio entre áreas observando

rigorosamente o limite anteriormente citado; observar rigorosamente o limite mínimo de 525 kV para a tensão de

Serra da Mesa, principalmente quando de reprogramações envolvendo a interligação Norte-Sul;

proceder reprogramações do intercâmbio Norte-Sul em patamares de 100 MW, observando, a cada nível de intercâmbio atingido, o limite mínimo de 525 kV para a tensão em Serra da Mesa;

manter reserva de potência reativa nos geradores, síncronos e compensadores estáticos da área Goiás – Brasília de forma a atender a situações imprevistas.

3.2 AJUSTES IMPLEMENTADOS De forma a se garantir um desempenho dinâmico satisfatório para o Sistema Interligado, quando de oscilações de tensão e potência provocados por distúrbios no Sistema Elétrico, foram calculados ajustes para as proteções de perda de sincronismo (PPS) da LT 500 kV Serra da Mesa – Gurupi, em ambos os terminais, de forma que a abertura da interligação se desse em instante adequado, evitando colapso de tensão com o conseqüente desligamento de grandes blocos de carga na área Goiás – Brasília e a não imposição de limitações excessivas aos valores de fluxo na interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste. Baseado nos resultados dos estudos dinâmicos realizados de forma a atender aos requisitos acima mencionados, foi necessário a implementação de ajustes não convencionais nestas proteções, que levaram a uma limitação inicial de 800 MW no fluxo, no sentido Norte-Sudeste, com um nível de tensão mínimo de 525 kV, ambos medidos no terminal de Serra da Mesa, valor este reduzido em fins de janeiro de 2000 para 700 MW, propiciando considerável diminuição de seus desligamentos automáticos, pela PPS (estavam ocorrendo com freqüência), sem comprometimento das premissas iniciais.

Page 29: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

29

A figura abaixo ilustra, num diagrama R-X, os primeiros ajustes implantados nas proteções de perda de sincronismo em ambos os terminais da LT 500 kV Serra da Mesa – Gurupi, para fluxo no sentido Norte ->Sudeste. - terminal de Serra da Mesa :

- terminal de Gurupi :

X250

200

-200

-250

107.57-271-310 153.9

RLugar geométricoda potência de1017 MW

Lugar geométricoda potência de890 MW

Região de Carga

Fluxo Norte-Sul

t=8ms

( PRIM)

( PRIM)

X250

200

-200

-250

-107.57 248215-153-9

RLugar geométricoda potência de1282 MW

Lugar geométricoda potência de1110 MW

Região de Carga

Fluxo Norte-Sul

t=8ms

( PRIM)

( PRIM)

Page 30: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

30

Ainda assim, conforme pôde ser observado, ao longo de 2000, a operação desta interligação em valores de fluxo no sentido Norte-Sul, próximos aos 700 MW, mantêm o ponto de carga em regiões relativamente próximas à característica de operação da proteção. Nestas condições, embora minimizado, continuou existindo risco de atuação da mesma para grandes impactos no Sistema, que podem ser provocados por rejeições de carga no Subsistema Norte-Nordeste ou perda de geração no Subsistema Sul/Sudeste/Centro-Oeste, eventos estes que provocam a elevação do fluxo transitório nesta interligação. Para minimizar estes riscos, foi necessário associar, à redução do limite de fluxo na Interligação, um reajuste da proteção de perda de sincronismo do terminal de Serra da Mesa, permitindo afastar um pouco mais a característica de operação do relé, da região de carga máxima, assim definida. Todavia, isto implicou num retardo na ação de detecção das condições de efetiva perda de sincronismo, levando a proteção a atuar em tempos não compatíveis com as necessidades indicadas em estudos, notadamente a ocorrência de colapso de tensão na área Goiás-Brasília, com possível migração da instabilidade para o tronco de 750 kV, conforme apontado, ainda, pelos estudos dinâmicos efetuados. A figura à seguir, apresenta de forma simplificada os novos ajustes, implementados, das PPS’s de Serra da Mesa e Gurupi.

- terminal de Serra da Mesa :

X250

200

-200

-250

107.57-192.6-231.6

153.9

RLugar geométricoda potência de1430 MW

Lugar geométricoda potência de1190 MW

Região de Carga

Fluxo Norte-Sul

t=20ms

( PRIM)

( PRIM)

Page 31: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

31

- terminal de Gurupi :

Atualmente está liberado para operação praticar fluxos na interligação de até 900 MW, medidos em Serra da Mesa. Com a entrada em operação da Usina Hidrelétrica de Lajeado, interligada à SE Miracema, foi efetuado um novo ajuste da PPS, no ano de 2002.

X

250

200

-150

-200

196.87163.87

RLugar geométricoda potência de1682 MW

Lugar geométrico

da potência de

1400 MW

Região de Carga

Fluxo Norte-Sul

t=20ms

( PRIM)

( PRIM)

Page 32: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

32

4 PARTE 3 : OCORRÊNCIAS COM ATUAÇÃO DA PPS

4.1 Simulações Realizadas no ANATEM, com atuação da PPS As simulações foram efetuadas utilizando o programa de Análise de Transitórios Eletromecânicos – ANATEM, desenvolvido pelo CEPEL - CENTRO DE PESQUISAS DE ENERGIA ELETRICA. O objetivo destas simulações foi observar o comportamento do sistema perante contingências envolvendo perda linha de transmissão e de geração no Sistema Sul/Sudeste, com conseqüente reflexo na área Goiás/Brasília e na interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste, provocando em seguida a atuação da PPS em Serra da Mesa. Foram estudados dois casos, ambos contemplando a mesma contingência de desligamento automático de um circuito da LT 750 kV Itaberá-Ivaiporã (sem aplicação de curto-circuito), com conseqüente desligamento de 2 unidades geradoras na usina de Itaipu, totalizando cerca de 1350 MW de rejeição geração. Entretanto, as condições operativas iniciais foram modificadas, especificamente no valor de geração da usina de Serra da Mesa. As condições iniciais adotadas, as análises dos resultados obtidos, e os gráficos obtidos das simulações , são apresentados a seguir : 1º Caso : Sistema Instável, com Perda de Sincronismo das Usinas

de Serra da Mesa e Cana Brava.

Condições Iniciais : - Fluxo de potência ativa na interligação Norte/Sudeste-Centro

Oeste em 900 MW (Norte exportador); - Geração de Serra da Mesa em 1200 MW (3 UGs); - Geração de Itaipu em 4700 MW (7 UGs);

Resultados Observados : - Sistema instável, com perda de sincronismo das usinas de Serra

da Mesa e Cana Brava. - Colapso de tensão no 500 kV e no 345 kV da área

Goiás/Brasília. A atuação da PPS em Serra da Mesa, em t = 2,265 segundos, não foi suficiente para evitar o colapso de tensão na área.

Page 33: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

33

- Os gráficos a seguir irão apresentar claramente os principais resultados encontrados.

Figura 4.1 – Tensões em Serra da Mesa e Samambaia - 500 kV.

Figura 4.2 – Tensões em Itumbiara, Bandeirantes e Brasília Sul - 345 kV.

Page 34: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

34

Figura 4.3 – Variação Angular das Unidades Geradoras de Itumbiara, Corumbá, Serra da Mesa e Cana Brava.

Perda de sincronismo das usinas de Serra da Mesa e Cana Brava.

Figura 4.4 – Fluxo de Potência Ativa na Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste (medido em Serra da Mesa).

Page 35: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

35

2º Caso : Sistema Estável e com Recuperação dos Níveis de

Tensão

Condições Iniciais : - Fluxo de potência ativa na interligação Norte/Sudeste-Centro

Oeste em 900 MW (Norte exportador); - Geração de Serra da Mesa em 700 MW (3 UGs); - Geração de Itaipu em 4700 MW (7 UGs);

Resultados Observados : - Sistema estável, sob o ponto de vista tanto de estabilidade

angular quanto de estabilidade de tensão. - Ganho no amortecimento das oscilações eletromecânicas em

relação ao caso anterior. - Recuperação dos níveis de tensão na área Goiás/Brasília,

evitando o colapso de tensão, devido a atuação da PPS de Serra da Mesa, em

t = 2,020 segundos. - Os gráficos a seguir irão apresentar claramente os principais

resultados encontrados.

Figura 4.5 – Tensões em Serra da Mesa e Samambaia - 500 kV.

Page 36: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

36

Figura 4.6 – Tensões em Itumbiara, Bandeirantes e Brasília Sul - 345 kV.

Figura 4.7 – Variação Angular das Unidades Geradoras de Itumbiara, Serra da Mesa e Cana Brava.

Page 37: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

37

Figura 4.8 – Fluxo de Potência Ativa na Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste (medido em Serra da Mesa).

4.2 Casos Reais de Ocorrências no Sistema Interligado, Com a Atuação da

PPS. O objetivo deste item do relatório é mostrar um caso real de uma ocorrência no sistema, que provocou a atuação da PPS da interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste, apresentando os registros oscilográficos do relé, permitindo observar exatamente como o relé interpretou o evento como as suas unidades foram sensibilizadas e operadas. Além desta ocorrência, será apresentado um outro evento onde ocorreu uma oscilação estável no sistema, devido variação de potência muito elevada na interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste, tendo sido operada apenas a característica externa do relé, não sendo portanto satisfeita a condição para a atuação da PPS. Com o auxílio do software do fabricante do Relé SEL 321 (Schweitzer), foi possível recuperar os registros oscilográficos dos eventos citados.

Page 38: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

38

1º Evento : Atuação da PPS em Gurupi, Devido Rejeição de 1507 MW de Geração em Tucuruí.

Descrição da Ocorrência :

No dia 19/05/2002, às 7h24min, ocorreu o desligamento automático das LT 500 kV Serra da Mesa-Gurupi e LI 500 kV Gurupi-Miracema, abrindo a interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste. No mesmo horário desligou a LT 500 kV Serra da Mesa-Samambaia C2, por atuação da lógica 1 do CLP.

O intercâmbio Norte/Sudeste variou de 16 MW, sentido Norte exportador, para 1143 MW, sentido Sudeste exportador e a freqüência do sistema variou de 60,00 Hz para 59,76 / 60,15 / 60,00 Hz. No mesmo horário desligaram 5 unidades geradoras em Tucuruí com um total de geração 1507 MW, aproximadamente.

Houve rejeição de aproximadamente 293 MW pela atuação do ERAC nos sistemas Norte e Nordeste.

Registros Oscilográficos dos Relés (Gurupi e Serra da Mesa) :

Figura 4.9 – Gurupi, disparo por PPS – Proteção Primária

Atuação da característica

externa do relé

Atuação da característica

interna do relé (4 ciclos após)

Trip pela PPS

Page 39: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

39

Atuação da característica

externa do relé. Recepção de Transferência de

Disparo, de Gurupi. Trip

Figura 4.10 – Serra da Mesa, trip por recepção de disparo – Proteção Primária

Page 40: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

40

Atuação da característica

externa do relé.

2º Evento : Oscilação Estável no Sistema

Descrição da Ocorrência : No dia 07/09/2001, a partir das 08h20min ocorreu uma elevação significativa do intercâmbio Norte / Sul, acima do previsto, tendo o fluxo variado de 300 MW no sentido Sul exportador para o valor de 1623 MW, às 08h26min. A variação no intercâmbio foi ocasionada por falha no equipamento de CAG do Centro Regional de Operação Norte, que executou automaticamente uma rampa para um valor não programado. Esta variação muito elevada de potência na interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste caracterizou-se como uma oscilação estável e foi suficiente para operar apenas a característica externa do relé, não sendo portanto satisfeita a condição para a atuação da PPS.

Figura 4.11 – Serra da Mesa, início da Oscilação (08h24min – dia 07/09/2001)

Page 41: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

41

Atuação da característica

externa do relé.

Figura 4.12 – Serra da Mesa (continuação do evendo) - Oscilação Estável

Page 42: Proteção Para Perda de Sincronismo

UNIFEI – CESE MODULAR 2002 – Proteção de Sistemas Elétricos Arthur da Silva Santa Rosa

42

5 ANEXOS 5.1 Anexo 1 : Dados do relé da PPS da Interligação Norte/Sudeste-Centro

Oeste, para utilização nas simulações com o ANATEM (=======================================================================

( DADOS DE RELE DA PPS DA NORTE-SUL

(=======================================================================

DREL MD05

(De) (Pa) Nc (Rmn1)(Rmx1)(Xmn1)(Xmx1)(Rmn2)(Rmx2)(Xmn2)(Xmx2)(Tmn)(Tmx)(Tdj)M

7236 7101 1 -9.26 6.156 -10. 10. -7.704 4.303 -8. 8. 0.020 1.0 0.03A

7101 7236 1 -6.15 7.875 -8. 10. -4.303 6.555 -6. 8. 0.020 1.0 0.03A

6 REFERÊNCIAS

♦ Relatório ONS DPP/GPE 10/2000 (Fevereiro de 2000) – “INTERLIGAÇÃO NORTE/SUL: PROVIDÊNCIAS PARA REDUÇÃO DO NÚMERO DE DESLIGAMENTOS PELA ATUAÇÃO DAS PPS’s INSTALADAS EM SERRA DA MESA E GURUPI”.

♦ Nota Técnica ONS - DPP/GPE 08/2000 (abril/2000) – “ Inteligação Norte-Sul :

Acompanhamento Operativo”. ♦ Relatório ONS – 03/048/2000 (Novembro de 2000) – “INTERLIGAÇÃO

NORTE/SUL: PROVIDÊNCIAS PARA PERMITIR AUMENTO DO FLUXO NO SENTIDO NORTE-SUL”.

♦ Relatório ONS – 3/001/2001 (Janeiro de 2001) – “Estudo para a Determinação

dos Novos Limites FNS, FNE, FSE E RSE após a Implantação do Ajuste Adaptativo da PPS na Interligação NORTE-SUL, Cenário Norte Exportador com a Rede Completa”.

♦ Nota Técnica ONS - DPP/GPE 08/2000 (abril/2000) – “ Inteligação Norte-Sul :

Acompanhamento Operativo”. ♦ Apostila do Curso de Proteção de Sistemas Elétricos – Jorge Miguel Ordacgi

Filho. Agradecimentos às importantes contribuições dos engenheiros de Furnas, George Emilio Regnier com as simulações em Anatem e Roberto C. Lima com os registros oscilográficos dos relés.