Uma Análise dos Esquemas de Proteção em Sistemas … · of the control system alone are not sufﬁcient to reduce the current from ... Electrical Systems. HVDC Transmission. Protection

UNIVERSIDADE FEDERAL DO VALE DO SÃO FRANCISCOCURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

Pablo Carvalho Silva Sousa

Uma Análise dos Esquemas de Proteção emSistemas Elétricos de Transmissão em

Corrente Contínua

Juazeiro - BA2017

UNIVERSIDADE FEDERAL DO VALE DO SÃO FRANCISCOCURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

Pablo Carvalho Silva Sousa

Uma Análise dos Esquemas de Proteção emSistemas Elétricos de Transmissão em

Corrente Contínua

Trabalho de Conclusão de Curso apresen-tado como requisito parcial para obtençãodo título de Bacharel em EngenhariaElétrica, pela Universidade Federal do Valedo São Francisco - UNIVASF.

Orientador: D. Sc. Eubis Pereira Ma-chado

Juazeiro - BA2017

Sousa, Pablo Carvalho Silva

S725s

Uma análise dos esquemas de proteção em sistemas elétricos de transmissão em corrente contínua / Pablo Carvalho Silva Sousa. -- Juazeiro, 2017.

xv, 79 f. : il. ; 29 cm.

Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia Elétrica) - Universidade Federal do Vale do São Francisco, Campus Juazeiro, Juazeiro-BA, 2017.

Orientador: Prof. Dr. Eubis Pereira Machado.

1. Sistemas de energia elétrica. 2. Engenharia elétrica 3. Transmissão em corrente contínua. I. Título. II. Machado, Eubis Pereira. III. Universidade Federal do Vale do São Francisco

CDD 621.3191

Ficha catalográfica elaborada pelo Sistema Integrado de Biblioteca SIBI/UNIVASF Bibliotecário: Márcio Pataro

Estre trabalho é dedicado a minha família eamigos...

Agradecimentos

Primeiramente agradeço a Deus pela oportunidade e força para concretizar esseTrabalho de Conclusão de Curso, fruto de muitas horas de estudo, esforço e dedicação.

Aos meus pais, José Francisco de Sousa e Aurora Enedina Silva, por infinitos motivos,mas destaco aqui a oportunidade de me fornecerem a possibilidade de uma formaçãode qualidade com dedicação integral aos estudos, sempre apoiando minhas decisõese orientando da melhor forma possível. Aproveito a oportunidade para agradecer aosmeus familiares, em especial meu irmão Leonardo e a minha avó Elita Ribeiro, porsempre estarem ao meu lado.

Agradeço aos irmãos que a vida me deu e que aqui merecem ter seus nomes citados,Walter, Marcus, Pipi, Lucas, Walquir, Rafa, Iury, Giovani, Pedrada, Son, Dedé, Léo,Manchinha, Haeder, Barlon, Bebê, Magão, Charles, Policarpo Quaresma, Xuão eThiago e é claro minha querida irmã Juliete que riram e choraram comigo todas asalegrias e dificuldades vivenciados até hoje.

Ao meu orientador Eubis Pereira Machado, pela amizade, confiança, ensinamentos epelo suporte durante o desinviolamento deste projeto.

Aos amigos do LABCCOMP, Univasf, Engenharia Elétrica, em especial Thiago, Paulo,Edvaldo, Rafael e Ranniery meus companheiros de turma pelos momentos de descon-tração e dificuldades compartilhados, os quais sei que mesmo após deixar Juazeiropoderei contar nos momentos de necessidade.

Aos professores da Univasf, que em algum momento contribuíram na minha vidaacadêmica e no desenvolvimento deste trabalho.

Agradeço a Eduardo Silva Almeida por todo o conhecimento e orientação transmitidosna realização do meu estágio cujos ensinamentos influenciaram no meu apreço pelaproteção de sistemas elétricos e me incentivaram a desenvolver este trabalho.

Por fim, agradeço aos professores do Colegiado de Engenharia Elétrica que direta eindiretamente contribuíram na minha formação acadêmica.

"Para trás nem pra pegar impulso..."Prof. Dr. Clóvis de Barros

Resumo

Se a corrente alternada era perfeitamente adequada às condições do século XX,as necessidades do século XXI estão expondo os seus limites. Não deixa de serirônico o fato de que os sistemas em corrente contínua estão novamente ganhandodestaque. Hoje não é uma questão de corrente alternada contra corrente contínua,mas de corrente alternada e corrente contínua. No Brasil, a transmissão em correntecontínua também vem aos poucos ganhando visibilidade e, atualmente, conta com doissistemas de transmissão em corrente contínua, Itaipu e Rio Madeira. Para compensaros altos investimentos necessários, é comum que os sistemas de transmissão emcorrente contínua operem grandes blocos de potência e sua saída inesperada deserviço representa um grande impacto para o sistema alternado. A escolha de umsistema de proteção apropriado garante que todas as faltas sejam detectadas deforma seletiva, rápida e coordenada. Realizou-se uma investigação dos esquemasde proteção disponíveis e comumente empregados nos sistemas de transmissão emcorrente contínua. A proteção de sistemas em corrente contínua envolvem basicamentea proteção das estações conversoras e das linhas de trnamissão. As principais falhasenvolvendo a operação dos conversores são: Fire-through; Misfire; Falha de comutação.A longa distância de transmissão envolvendo os sistemas HVDC fazem com que aprobabilidade de faltas nas linhas aumentem drasticamente. Para faltas nas linhas CCas ações do sistema de controle por si só não são suficientes para diminuir a correntede curto a zero, eliminando falta. Em sistemas de transmissão em corrente contínua,uma corrente de falta fluindo na linha de transmissão é rapidamente suprimida pelocontrole de corrente constante do sistema, porém o sistema não é desligado, e portantoé essencial que o sistema de proteção tenha alta sensibilidade e resposta rápidapara as faltas. Tradicionalmente a proteção das linhas de transmissão em correntecontínua é composta pela proteção de ondas viajantes como sua função principal e asproteções diferencial e de subtensão como funções de retaguarda. Entretanto, paraos sistemas de transmissão que utilizam conversores baseados em fonte de tensão,que vêm aumentando nos últimos anos, os esquemas de proteção tradicionais não sãotão eficientes. Para esses sistemas são empregados a proteção de sobrecorrente comrestrição de tensão como proteção principal e a proteção direcional de corrente comoproteção de retaguarda.

Palavras-chaves: Sistemas Elétricos. Transmissão em Corrente Contínua. Proteção.Ondas Viajantes.

Abstract

If the alternating current was perfectly suited to the conditions of the twentieth century,the needs of the twenty-first century are exposing its limits. It is ironic that direct currentsystems are once again gaining prominence. Today is not a question of alternatingcurrent versus direct current, but of alternating current and direct current. In Brazil,the transmission in direct current also gradually gaining visibility and currently has twotransmission systems in direct current, Itaipu and Rio Madeira. To compensate forthe high investment required, it is common for direct current transmission systemsto operate on large power blocks and their unexpected service output represents amajor impact on the alternating system. Choosing an appropriate protection systemensures that all faults are detected in a selective, fast and coordinated manner. Aninvestigation of the protection schemes available and commonly used in the systems oftransmission in direct current was carried out. The protection of DC systems basicallyinvolves the protection of the converter stations and the transmission lines. The mainfaults involving the operation of the converters are: Fire-through; Misfire; Switching fault.The long transmission distance involving the HVDC systems causes the probabilityof line faults to increase dramatically. For faults in the direct current lines, the actionsof the control system alone are not sufficient to reduce the current from short tozero, eliminating fault. In direct current transmission systems, a fault current in thetransmission line is rapidly suppressed by the constant current control of the system,but the system is not switched off and therefore it is essential that the protection systemhas high sensitivity and rapid response For faults. Traditionally the protection of thetransmission lines in direct current is composed by the protection of traveling wavesas its main function and the differential and undervoltage protections as rear functions.However, for transmission systems using voltage-based converters, which have beenincreasing in recent years, traditional protection schemes are not as efficient. For thesesystems, voltage-restricted overcurrent protection is used as the main protection andthe directional current protection as back-up protection.

Keys: Electrical Systems. HVDC Transmission. Protection. Traveling Waves.

Lista de abreviaturas e siglas

CA Corrente Alternada.

CC Corrente Contínua.

CCC Capacitor Commuted Converter, Conversor Comutado por Capacitor.

CCF Cross-correlation function, Função de Correlação Cruzada.

CEA Constant Extinction Angle, Ângulo de Extinção Constante.

CFPREV Commutation Failure Prevention, Prevenção de Falha de Comutação.

CIA Constant Ignition Angle, Ângulo de Disparo Constante.

CSC Current Source Converter, Conversor Fonte de Corrente.

GPS Global Positioning System, Sistema de Posicionamento Global.

HVDC High Voltage Direct Current, Corrente Contínua em Alta Tensão.

LCC Line Commuted Converter, Conversor Comutado pela Linha.

PWM Pulse Width Modulation, Modulação de largura de Pulso.

SIN Sistema Interligado Nacional.

SPWM Sinusoidal Pulse Width Modulation, Modulação de Largura de PulsoSenoidal.

TC Transformador de Corrente.

VDCOL Voltage Dependent Current Order Limiter, Limitador de Corrente pornível de tensão.

VSC Voltage Source Converter, Conversor Fonte de Tensão.

Lista de Figuras

Figura 1 – Sistemas HVDC ao redor do mundo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17Figura 2 – Diagrama Unifilar Genérico de um Sistema HVDC . . . . . . . . . . 21Figura 3 – Diagrama Unifilar de uma Estação Conversora . . . . . . . . . . . . 22Figura 4 – Diagrama Esquemático de um Conversor LCC-HVDC Tradicional. . 26Figura 5 – Diagrama Esquemático de um Conversor CCC-HVDC. . . . . . . . . 26Figura 6 – Diagrama Esquemático de um Conversor VSC-HVDC. . . . . . . . . 27Figura 7 – Topologia Back-to-back CSC-HVDC com Conversor de 12-pulsos. . 29Figura 8 – Topologia Monopolar CSC-HVDC com Conversor de 12-pulsos. . . 30Figura 9 – Topologia Bipolar CSC-HVDC com Conversor de 12-pulsos. . . . . . 31Figura 10 – Topologia Homopolar CSC-HVDC com Conversor de 12-pulsos. . . 32Figura 11 – Topologia Multiterminal CSC-HVDC com Conversor de 12-pulsos. . 33Figura 12 – Periodos de Condução das Válvulas com Ângulo de Disparo e Ângulo

de Comutação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35Figura 13 – Operação Ideal do Elo CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37Figura 14 – Operação real do elo CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38Figura 15 – Estrutura da Malha de Controle da Estação Conversora Mostrando a

Interação do Sistema de Proteção com os Módulos de Controle. . . 41Figura 16 – Zonas de Proteção referente ao Lado CA . . . . . . . . . . . . . . . 42Figura 17 – Zonas de Proteção referente ao Lado CC . . . . . . . . . . . . . . . 45Figura 18 – Comportamento Ideal do Conversor na Comutação entre as Válvulas

1 e 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48Figura 19 – Diagrama de Blocos do Módulo de Controle CFPREV . . . . . . . . 50Figura 20 – Zona Protegida pela Proteção Diferencial de Corrente da Estação . 52Figura 21 – Circuito equivalente de um segmento de uma linha de transmissão. 58Figura 22 – Direção das Ondas Viajantes Durante uma Falta. . . . . . . . . . . . 61Figura 23 – Diagrama de Rede de Bewley. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62Figura 24 – Diagrama de Rede de Bewley para uma falta na linha de transmissão. 63Figura 25 – Fluxograma do Método de Detecção de Falta. . . . . . . . . . . . . . 66Figura 26 – Fluxograma do Método de Detecção de Falta com Telecomunicações

na Estação Inversora. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68Figura 27 – Fluxograma do Método de Detecção de Falta com Telecomunicações

na Estação Retificadora. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69Figura 28 – Fluxograma do Sistema de Detecção de Falta Completo. . . . . . . 70Figura 29 – Representação do polo positivo do Sistema VSC-HVDC durante

operação normal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

Figura 30 – Representação do polo positivo do Sistema VSC-HVDC durante faltasinternas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

Figura 31 – Representação do polo positivo do Sistema VSC-HVDC durante faltasexternas no lado do retificador. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

Figura 32 – Representação do polo positivo do Sistema VSC-HVDC durante faltasexternas no lado do inversor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

Figura 33 – Fluxograma da proteção direcional de corrente. . . . . . . . . . . . . 80Figura 34 – Esquema básico de um disjuntor HVDC. . . . . . . . . . . . . . . . . 84

Lista de tabelas

Tabela 1 – Comparação entre os dois tipos de Conversores HVDC. . . . . . . . 28Tabela 2 – Escolha da estratégia de controle de um sistema HVDC. . . . . . . 37Tabela 3 – Relação entre o local da falta e o sinal das componentes de corrente

de falta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

Sumário

Lista de Figuras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11Lista de tabelas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

1.1 Considerações Iniciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161.2 Justificativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181.3 Objetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191.4 Organização do Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2 Princípios de Sistemas HVDC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.1 Considerações Iniciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.2 Componentes de um Sistema de Transmissão HVDC . . . . . . . . . . 222.3 Principais Conversores Utilizados em HVDC . . . . . . . . . . . . . . . 24

2.3.1 Conversor Fonte de Corrente - CSC . . . . . . . . . . . . . . . . 252.3.2 Conversor Fonte de Tensão - VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

2.4 Topologias de Sistemas HVDC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 282.4.1 Elo CC Back-to-back . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292.4.2 Elo CC Monopolar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292.4.3 Elo CC Bipolar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302.4.4 Elo CC Homopolar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312.4.5 Elo CC Multiterminal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

2.5 Conversão e Controle do Elo CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.5.1 Funcionamento dos Retificadores e Inversores . . . . . . . . . . 332.5.2 Formas de Atuação dos Controles das Estações Conversoras . . 35

3 Fundamentos da Proteção de Estações Conversoras HVDC . . . . . . . 403.1 Considerações Iniciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 403.2 Visão Geral da Proteção CA em Sistemas HVDC . . . . . . . . . . . . . 42

3.2.1 Proteção de Linha CA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.2.2 Proteção do Barramento de Interface . . . . . . . . . . . . . . . . 433.2.3 Proteção do Transformador de Conversão . . . . . . . . . . . . . 433.2.4 Proteção dos Filtros e Capacitores CA . . . . . . . . . . . . . . . 43

3.3 Proteção de Estações HVDC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443.3.1 Proteção das Válvulas Conversoras . . . . . . . . . . . . . . . . 44

3.3.1.1 Proteção de Disparo das Válvulas . . . . . . . . . . . . 453.3.1.2 Proteção de Falha de Comutação . . . . . . . . . . . . 46

3.3.2 Proteção da Estação Conversora . . . . . . . . . . . . . . . . . . 513.3.2.1 Proteção Diferencial de Corrente . . . . . . . . . . . . . 51

3.3.3 Outras Funções de Proteção CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

3.3.3.1 Proteção de Subtensão CC . . . . . . . . . . . . . . . . 543.3.3.2 Proteção de Barramento do Neutro . . . . . . . . . . . . 553.3.3.3 Proteção dos Harmônicos e Filtros . . . . . . . . . . . . 55

4 Filosofias de Proteção de Linha CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.1 Considerações Iniciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.2 Visão Geral da Teoria de Ondas Viajantes . . . . . . . . . . . . . . . . . 574.3 Proteção por Ondas Viajantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

4.3.1 Otimização da Localização de Faltas Usando Sistemas de Teleco-municações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

4.4 Proteção por Derivação de Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 704.5 Proteção de Subtensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 714.6 Proteção Diferencial de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 724.7 Proteção de Sobrecorrente Com Restrição de Tensão . . . . . . . . . . 744.8 Proteção Direcional de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

5 Desafios da Proteção de Sistemas de Transmissão em Corrente Contínua 825.1 Considerações Iniciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 825.2 Disjuntores para sistemas CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 835.3 Telecomunição e Proteção das Estações Conversoras . . . . . . . . . . 86

6 Considerações Finais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 876.1 Trabalhos Futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

16

1 Introdução

1.1 Considerações Iniciais

No século XIX o desenvolvimento dos geradores com turbinas a vapor amplioua produção de energia elétrica. Entretanto, a pouca eficiência e pequena capacidadede geração dessas máquinas limitava a área de distribuição e os usos da energiaproduzida. A primeira geração elétrica comercial foi idealizada por Thomas A. Edisonpara atender a cidade de Nova York. Assim como a geração, o sistema de transmissãodessa energia também era realizada em corrente contínua (CC).

A corrente contínua funcionava bem com as lâmpadas incandescentes, respon-sáveis pelo maior consumo diário de energia, e com os motores CC, empregados emuma indústria que experimentava uma rápida expansão. Entretanto, a dificuldade demanipulação dos níveis de tensão CC exigia que essa fosse gerada e distribuída embaixa tensão e próximas as unidades consumidoras já que as elevadas quantidades deperdas e a baixa tensão impedia que esta fosse transmitida a grandes distância.

Graças ao pioneirismo de Thomas A. Edison, nos primeiros anos de utilizaçãoda energia elétrica, o sistema de corrente contínua foi tomado como padrão nos EstadosUnidos. Paralelamente, a partir de suas pesquisas com campos magnéticos rotacionais,Nikola Tesla desenvolveu um sistema de geração, transmissão e uso da energia elétricaproveniente da corrente alternada (CA), tal como a criação dos transformadores decorrente alternada e as máquinas CA. As ideias de Tesla, inicialmente rejeitadaspor Edison, tiveram suas patentes compradas por George Westinghouse e juntosfizeram uma parceria para comercialização desse sistema polifásico. Uma das grandesvantagens do sistema CA é sua capacidade de manipular os níveis de tensão, comessa característica tornou-se possível a geração longe dos centros consumidores e atransmissão a longas distância. A parceria entre Westinghouse e Tesla ameaçava omonopólio estabelecido por Edison com seu sistema CC, começava assim o períododa história da eletricidade conhecida como "A Guerra das Correntes".

O conflito foi marcado por discussões calorosas em que nenhum dos ladosapresentavam muitos escrúpulos. Fato marcante nessa história foram as práticasde marketing duvidosas utilizadas pelos defensores do sistema CC para exageraros perigos da corrente alternada. Eram divulgadas notícias de acidentes fatais comcorrente alternada e praticado atos de eletrocussão de animais em praça pública. Acampanha de Edison contra a corrente alternada chegou ao ponto de sua empresadesenvolver a cadeira elétrica para execução de pena de morte. Ainda assim atecnologia CA foi capaz de vencer a guerra das correntes tornando-se desde essa

Capítulo 1. Introdução 17

época o padrão mundial para geração e distribuição de energia elétrica.

É importante ressaltar que, se a tecnologia CA era perfeitamente adequada àscondições da época, e assim o foi durante grande parte do século XX, as necessidadesdo século XXI estão expondo os seus limites. Não deixa de ser irônico o fato de, apesarde Edison ter perdido a batalha, os sistemas CC estão novamente ganhando destaque.Hoje não é uma questão de CA contra CC, mas de CA e CC (ABB, 2012).

Sistemas de transmissão HVDC (High Voltage Direct Current - corrente contí-nua em alta tensão) proporcionam a oportunidade de transferir grandes quantidades depotência à grandes distâncias de forma mais econômica e com menos perdas quandocomparados aos sistemas de transmissão em corrente alternada (FARSHAD; SADEH,2013).

O primeiro sistema de transmissão HVDC do mundo instalado entre a ilhade Gotland e o território continental da Suécia. Possuía 96 km de comprimento com100 kV, 20 MW de capacidade e tecnologia baseada nas válvulas a arco de mercúrio.Desde então muitos outros sistemas HVDC vêm sendo instalados ao redor do mundo,a Figura 1 apresenta alguns desses sistemas HVDC.

Figura 1 – Sistemas HVDC ao redor do mundo.

Fonte – (RUDERVALL et al., 2000)

Comumente, a transmissão em corrente contínua baseia-se em conversoresfonte de corrente (CSC- Current Source Converter ). Essa tecnologia é bem estabe-


lecida e largamente utilizada na maioria dos sistemas CC em operação. Uma outratecnologia empregada é baseada nos conversores fonte de tensão (VSC - VoltageSource Converter ), essa é uma tecnologia mais recente que apresenta algumas vanta-gens com relação aos sistemas CSC-HVDC como controle do fluxo de potência ativa ereativa, interconexão com sistemas alternados passivos, dentre outros (RUDERVALL etal., 2000; MOURINHO, 2016).

1.2 Justificativa

No Brasil a transmissão HVDC também vem aos poucos ganhando visibilidadee atualmente conta com dois sistemas de transmissão em corrente contínua, Itaipue Rio Madeira. O primeiro sistema HVDC a entrar em operação no Brasil, e um dosmaiores do mundo, foi a o sistema de transmissão Itaipu HVDC que consiste em doisbipolos de ±600 kV sendo cada um capaz de transmitir até 3150 MW. O primeiro bipoloentrou em operação em 1984 e o segundo bipolo em 1990. A rede HVDC de Itaipuconecta dois sistemas alternados assíncronos levando a energia excedente geradano lado do Paraguai, à 50 Hz, da subestação retificadora em Foz do Iguaçu-PR parasubestação inversora em Ibiúna-SP com um comprimento de 810 km (ABB, 2016).O sistema HVDC Rio Madeira é o mais recente empreendimento do tipo no Brasil,tem capacidade instalada de 7100 MW e é composto de dois bipolos de ±600 kVcada um com 3150 MW de capacidade e dois blocos back-to-back de 400 MW cada.A energia elétrica gerada nas hidroelétricas de Santo Antônio e Jirau será levadapara o sudeste do Brasil através dos bipolos em uma linha de transmissão com 2350km de comprimento. Além disso, esse sistema irá atender também ao sistema Acre-Rondônia que atualmente interliga os dois estados ao Sistema Interligado Nacional(SIN) através de uma linha de 230 kV considerado fraco. Para reforçar este sistemaserão utilizados os blocos back-to-back (GRAHAM et al., 2012). Além desses valeressaltar que, segundo ONS (2017), estão previstos para o Brasil a construção de maisum sistema com 4 circuitos bipolares entre Itaipu e São Paulo e outro com 2 circuitosbipolares ligando o sudeste a hidrelétrica de Tucuruí, há ainda planejado para o circuitodo Complexo Rio Madeira a inserção de mais 2 circuitos bipolares.

Sistemas HVDC têm se tornado bastante comuns nos sistemas de potênciamodernos e sua proteção deve estar coordenada com outros sistemas de proteção dasredes alternadas (ANDERSON, 1998). Surge assim, nesse cenário, a necessidadede desenvolvimento da área de proteção dos sistemas elétricos para transmissãoem corrente contínua, uma vez que os sistemas HVDC assim como os alternadosestão sujeitos a falhas de seus componentes e a eventos naturais que resultam eminterrupções no fornecimento de energia elétrica e possível dano aos dispositivosconectados ao sistema.


A escolha de um sistema de proteção apropriado garante que todas as faltassejam detectadas de forma seletiva, rápida e coordenada. Neste sentido, espera-se queo sistema de proteção seja confiável a ponto de não causar desligamentos desnecessá-rios ou não deixar de atuar quando haja necessidade (MOURINHO, 2016). Percebendoo aumento da utilização dessa modalidade de transmissão no Brasil e consciente daimportância da proteção para uma operação segura e confiável dos sistemas elétricosde potência, esse trabalho busca realizar uma investigação dos esquemas de prote-ção disponíveis e comumente empregados nos sistemas de transmissão em correntecontínua.

1.3 Objetivo

Este trabalho busca apresentar uma visão geral do princípio de funcionamentodos sistemas de transmissão em corrente contínua e investigar os esquemas deproteção disponíveis para esses sistemas. Os objetivos específicos são listados aseguir:

• Abordar das metodologias de proteção das estações conversoras;

• Abordar das metodologias de proteção das linhas de transmissão em correntecontínua.

1.4 Organização do Trabalho

Este trabalho está segmentado de acordo com a seguinte estrutura:

Capítulo 2: é apresentada uma introdução ao princípio de funcionamento dossistemas de transmissão HVDC, seus componentes, tipos de conversores, topologiasde rede e processos de conversão e controle do elo CC.

Capítulo 3: é apresentada uma abordagem superficial da proteção do sistemaCA associado as estações conversoras. Em seguida é abordado os esquemas deproteção associados as estações conversoras tais como proteção dos conversores,filtro, barramento de neutro e estação conversora.

Capítulo 4: neste capitulo é apresentada as filosofias de proteção das linhas detransmissão CC para conversores do tipo CSC e VSC. Inicialmente é feita uma breverevisão sobre a teoria de ondas viajantes, em seguida são apresentados as funções deproteção principal e retaguarda comumente empregadas nos sistemas HVDC ao redordo mundo.

Capítulo 5: aqui é apresentado alguns dos desafios para a proteção de sistemasde transmissão em corrente contínuo identificados na realização deste trabalho. Fala-se


da dificuldade de se implementar um disjuntor CC e os benefícios que este trará parao desenvolvimento dos sistemas HVDC. Aqui também é abordado a dependência dealgumas funções de proteção com os sistemas de telecomunicação e a carência deliteratura a respeito da proteção de estações conversoras.

Capítulo 6: neste capítulo são feitas as considerações finais a respeito dotrabalho desenvolvido bem como são sugeridas propostas de trabalhos futuros.

21

2 Princípios de Sistemas HVDC


Apesar de o sistema elétrico de energia ter sido originalmente desenvolvido emcorrente contínua, um conjunto de fatores fizeram do sistema elétrico de corrente alter-nada o padrão mundial utilizado ao longo do século XX. Com a evolução da eletrônicade potência, inicialmente com as válvulas a arco de mercúrio e posteriormente com osdispositivos de materiais semicondutores, foi possível a implementação de sistemas detransmissão CC em alta tensão.

Os custos com a construção de estações conversoras para sistemas HVDC sãomais altos do que para subestações de sistemas CA, entretanto estudos demonstramque os custos envolvidos na construção e operação das linhas de transmissão HVDCsão menores do que para linhas de transmissão CA. Para cabos subterrâneos oumarinhos a transmissão CC se torna vantajosa a partir de 50 km de distância, paralinhas de transmissão aéreas essa distância passa a ser 600 km. Além disso, os siste-mas HVDC também podem ser empregados para interconectar sistemas assíncronos(SOOD, 2004; KALAIR et al., 2016).

A Figura 2 apresenta o diagrama unifilar genérico de um sistema de transmissãoHVDC, usualmente as estações conversoras podem ser do tipo: fonte controlada porcorrente (CSC-HVDC) ou fonte controlada por tensão (VSC-HVDC); as linhas detransmissão podem ser construídas com diferentes topologias: elo CC monopolar, eloCC bipolar, elo CC homopolar, elo CC multiterminal e o elo CC back-to-back (NIQUINI,2009; SOOD, 2004).

Figura 2 – Diagrama Unifilar Genérico de um Sistema HVDC

Fonte – (NIQUINI, 2009) - Adaptado pelo autor.

Uma vez que a transmissão HVDC tornou-se uma alternativa viável para o sis-tema de transmissão CA, é preciso garantir sua segurança e confiabilidade. A proteçãodos sistemas HVDC envolvem basicamente a proteção das estações conversoras edas linhas de transmissão CC (NAIDOO; IJUMBA, 2004). Faz-se necessário então queas filosofias dos sistemas de proteção atuais sejam avaliados de modo a assegurar

Capítulo 2. Princípios de Sistemas HVDC 22

que os sistemas HVDC futuros estejam devidamente protegidos contra falhas. É fatonotório que para se desenvolver um projeto de proteção de um sistema elétrico épreciso compreender seu funcionamento e conhecer suas particularidades. Sendoassim, este capítulo tem por objetivo realizar de forma superficial uma abordagemsobre os princípios gerais de funcionamento dos sistemas HVDC.

2.2 Componentes de um Sistema de Transmissão HVDC

A Figura 3 apresenta um diagrama unifilar representativo de uma estaçãoconversora de um sistema HVDC tomando como exemplo um arranjo bipolar. Oscomponentes que compõem um sistema de transmissão HVDC e as opções disponíveispara esses componentes serão apresentados e discutidos. Os sistemas HVDC podemser divididos simplificadamente em três blocos que são as estações conversoras, omeio de transmissão e os eletrodos.

Figura 3 – Diagrama Unifilar de uma Estação Conversora

Fonte – (KUNDUR et al., 1994) - Adaptado pelo autor.

As estações conversora em cada extremidade da linha são iguais entre si epossuem todos os equipamentos necessários para converter a energia elétrica CA


em CC e vice versa. Os principais componentes de uma estação conversora são(RUDERVALL et al., 2000; KUNDUR et al., 1994):

• Conversores: Responsáveis por realizar a conversão CA/CC e CC/CA, empregamcomo elementos de comutação válvulas tiristoras (CSC) ou outra chave auto-comutada (VSC), usualmente a IGBT. Essas válvulas são associadas em sériepara operarem em altas tensões e arranjadas em pontes de 6-pulsos ou 12-pulsos.

• Transformadores: Os transformadores de conversão são responsáveis por adaptara tensão CA no nível da tensão CC. São geralmente transformadores monofásicosinstalados em banco.

• Reatores de Alisamento: São grandes reatores com impedância indutiva daordem 1,0 H conectados em série com cada polo de cada estação conversora.Estes reatores são instalados para:

– Suavizar as ondulações no lado CC do nível de corrente ou tensão, depen-dendo do tipo de conversor, provocadas pelos chaveamentos das válvulas;

– Diminuir as tensões e correntes harmônicas na linha CC;

– Prevenir falhas de comutação nos inversores;

– Limitar o pico de corrente no retificador durante um curto-circuito na linhaCC.

• Filtros CA: No lado CA de um conversor HVDC de doze-pulsos são geradascorrentes harmônicas de ordem 11, 13, 23, 25 e maiores. Os filtros são instaladospara limitar o nível de harmônicos aos níveis estabelecidos pelas agências regu-lamentadoras. Os harmônicos gerados pelos conversores VSC são em grandeparte minimizados pelo controle PWM.

• Filtros CC: Os conversores HVDC criam harmônicos em todos os modos operaci-onais, que se propagam inclusive pelo lado CC. Para reduzir o impacto dessesdistúrbios filtros CC são instalados junto as estações conversoras. Os filtros CCsão consideravelmente menores e mais baratos que os filtros CA. Os filtros CCmodernos são os Filtros CC Ativos nos quais a parte passiva são minimizadas ea eletrônica de potência é utilizada para medir, inverter e reinjetar os harmônicostornando esses filtros extremamente efetivos.

• Bancos Capacitores: Os conversores CSC demandam potência reativa durante oprocesso de conversão que é fornecida em parte pelos filtros e principalmentepelos bancos de capacitores. No caso dos conversores comutados por capacitor(CCC - Capacitor Commuted Converter ) a potência reativa é compensada pelos


capacitores em série, já os conversores VSC não requerem qualquer compensa-ção de reativos.

O meio de transmissão vai depender do tipo de projeto a ser implementado. Atransmissão de grande quantidade de potência se dá comumente por meio de linhasde transmissão aérea. A transmissão aérea é normalmente bipolar. A transmissãosubmarina é geralmente feita através da configuração monopolar uma vez que a águaserve como um ótimo condutor de retorno. Já os sistemas back-to-back não possuemlinhas de transmissão, ou seja, as estações retificadoras e inversoras estão localizadasno mesmo local. Os tipos de cabos mais utilizados na transmissão HVDC são o tiposólido e o tipo OF (Oil Filled). Os cabos sólidos são em geral mais baratos que os tipoOF e não apresentam limitações de comprimento (RUDERVALL et al., 2000).

Os eletrodos realizam aterramento do sistema. A maioria dos Elos CC sãoprojetados para utilizar a terra, ou mesmo o mar, como condutor neutro mesmo que porcurtos períodos de tempo. Se o projeto exigir a restrição do fluxo de corrente pela terraum condutor metálico de retorno pode ser empregado como parte da linha CC.

Disjuntores são instalados no lado CA para eliminar faltas entre os transforma-dores de conversão e os próprios conversores retirando assim o elo CC de operação.Para faltas no lado CC os disjuntores atuam como proteção de retaguarda sendo acio-nados por uma função de proteção do sistema HVDC para retirar o polo de operação.

2.3 Principais Conversores Utilizados em HVDC

Entre as décadas de 1950 e 1990 os sistemas HVDC utilizavam quase queexclusivamente conversores do tipo CSC. O chaveamento desses conversores é emgeral baseado na comutação natural, ou seja, as chaves comutam na frequêncianatural da rede (50 Hz ou 60Hz). A partir da década de 1990 com o surgimento daschaves auto-comutadas, como os GTO (Gate Turn-Off Thyristor, Tiristor Desligadopela Porta), IGCT (Integrated Gate Commutated Thyristor ) e os IGBT (Insulated GateBipolar Thyristor, Transistor Bipolar de Porta Isolada) os conversores VSC tornaram-seuma alternativa economicamente viável.

Atualmente os sistemas de transmissão HVDC podem contar tanto com ostradicionais conversores fonte de corrente como com os conversores fonte de tensão.Ambos os tipos de conversores possuem características operativas próprias e a escolhade um ou outro depende de aspectos técnicos e econômicos de cada projeto emparticular.

O processo fundamental que ocorre nos Sistemas HVDC é a conversão deenergia elétrica CA em CC no lado retificador e novamente de CC para CA no lado


inversor. São empregadas basicamente três formas de realizar essa conversão (RU-DERVALL et al., 2000):

• Conversores Comutados pela Linha (LCC): é um tipo de conversor CSC tambémconhecidos como Conversores de Comutação Natural, são caracterizados pelofato de a comutação dos tiristores ocorrer na frequência natural da rede (50 Hzou 60 Hz).

• Conversor Comutado por Capacitor (CCC): é um tipo de conversor CSC encaradoscomo uma evolução dos conversores de comutação natural em que um capacitoré instalado entre a ponte retificadora e o transformador conversor (RUDERVALLet al., 2000; ABB, 2008).

• Conversores de Comutação Forçada: as válvulas desse tipo de conversor apre-sentam a capacidade de controlar não só sua ativação como o seu desligamento.Esse tipo de conversor apresenta uma série de vantagens, dentre as quais: poderrealizar a ligação do sistema HVDC com uma rede passiva, ou seja sem geração,e controle independente da potência ativa e reativa.

2.3.1 Conversor Fonte de Corrente - CSC

Os conversores CSC para transmissão HVDC são basicamente dividos emconversores comutados pela linha (LCC) e conversores comutados por capacitor (CCC).Tradicionalmente os conversores LCC são mais empregados nos sistemas HVDC (SAUBASSOLS et al., 2016; NIQUINI, 2009).

A Figura 4 apresenta o diagrama esquemático de um LCC-HVDC. Esse é umtipo de conversor CSC o qual utiliza uma tecnologia já bem estabelecida e confiável quepossui o tiristor como elemento de comutação para conversão CA-CC ou CC-CA (SAUBASSOLS et al., 2016). Esse dispositivo semicondutor pode transportar correntes naordem de quiloamperes (4000 A) e bloquear altas tensões (10 kV). A associação emsérie desses elementos é o princípio por trás da construção da válvula tiristora que écapaz de operar com tensões da ordem de centenas de quilovolts (RUDERVALL et al.,2000).

Segundo Niquini (2009), devido ao fato de a comutação nos conversores CSCestar associada a frequência natural do sistema, esses dispositivos são muito sensíveisàs condições operativas da rede, o que exige modelos mais precisos para seu estudo.De acordo com Sood (2004), graças a essa mesma característica de comutação, sóé possível atrasar os ângulos de disparo dos tiristores em relação a tensão. Portanto,o fluxo de potência reativa se dá apenas do sistema CA para o sistema CC e dessaforma os elos CC não podem ser conectados a uma rede sem geração.


Figura 4 – Diagrama Esquemático de um Conversor LCC-HVDC Tradicional.

Fonte – (NIQUINI, 2009).

Um diagrama esquemático do conversor CCC pode ser visto na Figura 5.Considerado uma evolução dos LCC, são obtidos a partir da inserção de capacitoresconectados em série entre os transformadores de conversão e as vávulas conver-soras (RUDERVALL et al., 2000). A principal vantagem do conversor CCC é o fatode poderem ser conectados a barramentos fracos sem a necessidade da utilizaçãode compensadores síncronos. O objetivo desses capacitores em série não é obterum conversor auto-comutável, mas sim fornecer compensação de potência reativaproporcional a carga do conversor. Com isso, a necessidade de bancos capacitoresshunt para potência reativa é eliminada de modo a minimizar o capacitor shunt do filtroAC (OTTOSSON; KJELLIN, 2001; ABB, 2008).

Figura 5 – Diagrama Esquemático de um Conversor CCC-HVDC.


Em termos da proteção, o capacitor da comutação é protegido contra sobreten-sões por um varistor ZnO. Além disso, esse capacitor melhora a performance contrafalhas do conversor. Tipicamente um conversor CCC pode suportar até 0,2 pu deafundamento momentâneo de tensão (voltage sag) (OTTOSSON; KJELLIN, 2001).


2.3.2 Conversor Fonte de Tensão - VSC

Os conversores fonte de tensão (VSC) são classificados como conversores decomutação forçada, a configuração básica consiste de um conversor e um capacitorinstalado nos terminais de saída tal como apresentado na Figura 6. O controle do chave-amento dos VSC é realizada com a técnica PWM (Pulse Width Modulation, Modulaçãode largura de Pulso). O PWM faz do VSC o conversor ideal para redes de trans-missão, pois possibilita o controle de potência ativa e reativa de forma independente(RUDERVALL et al., 2000; BAHRMAN et al., 1999).

Figura 6 – Diagrama Esquemático de um Conversor VSC-HVDC.


Arrillaga & Watson (2003), mostram que os VSC são caracterizados por umlado CC predominante capacitivo e um lado CA predominantemente indutivo. Nessascondições, as tensões CC são bem definidas enquanto que as correntes no lado CAsão controladas pelo processo de modulação do conversor.

Diversas técnicas de modulação PWM podem ser aplicadas na operaçãodos VSC, entretanto a mais empregada é a modulação de largura de pulso senoidal(SPWM - Sinusoidal Pulse Width Modulation) que gera como saída uma forma de ondasenoidal com baixo nível de distorção harmônica. Essa técnica de controle em conjuntocom a capacidade das chaves auto-comutadas de controlar o instante de disparo ecorte da condução leva as seguintes vantagens em relação ao conversor tradicional(LCC-HVDC) (AGELIDIS et al., 2006):

• Imunidade a falhas de comutação devido a distúrbios no sistema CA;

• Controle independente da potência ativa e reativa gerada ou consumida peloconversor;

• Capacidade de conexão com sistemas CA facos ou sem fonte geradora.

Do ponto de vista da Qualidade da Energia, Madrigal & Acha (2001) destacamque, pouca importância tem sido dada à geração de harmônicos por conversores VSC,


uma vez que de modo geral considera-se que a utilização do controle PWM gera baixadistorção harmônica e que a possibilidade de interação com algum outro elemento dosistema é pequena. Ainda assim, em sistemas reais, Madrigal & Acha (2001) ressaltamque essa afirmação nem sempre é válida.

Sood (2004) faz uma comparação entre os conversores CSC e VSC que éapresentada de forma resumida na Tabela 1.

Tabela 1 – Comparação entre os dois tipos de Conversores HVDC.

Tipo de ConversorCSC VSC

Corrente constante (característica in-dutiva)

Tensão constante (característica capa-citiva)

Filtro indutivo no lado CC Filtro capacitivo no lado CCFluxo de potência muda com a polari-dade da tensão

Fluxo de potência muda com a polari-dade da corrente

Requer potência reativa do lado CANão necessita de reativos do sistemaCA, podendo fornecer ou absorver po-tência reativa do mesmo

Utiliza grandes filtros no lado CA pa-ra eliminação de harmônicos

Utiliza pequenos filtros no lado CApara eliminação dos harmônicos

Comutação natural Auto-comutadosChaveamento na frequência da rede Chaveamento em alta frequência

Pequenas perdas por chaveamento Grandes perdas de chaveamento (seutilizada alta frequência)

Contribuições do sistema HVDC pa-ra correntes de falta podem ser limita-das e amortecidas

Contribuições do sistema HVDC pa-ra as correntes de falta não podem serlimitadas (podendo aumentá-las peladescarga dos capacitores).

3500MW por conversor com tensãode até 800kV

1000MW por conversor com tensãoaté 500kV

Não pode ser conectado a sistemassem fonte geradora

Pode ser conectado em qualquer siste-ma

Fonte – (SOOD, 2004)

2.4 Topologias de Sistemas HVDC

Dependendo da quantidade de potência, nível de tensão, comprimento da rede,localização das estações conversoras e outros fatores envolvidos no escopo do projetodiferentes topologias de rede podem ser utilizadas.


2.4.1 Elo CC Back-to-back

Na topologia Back-to-back as estações retificadoras e inversoras estão locali-zadas no mesmo lugar, portanto não há longas linhas de transmissão (AGELIDIS etal., 2006; OTTOSSON; KJELLIN, 2001). Um diagrama unifilar de um Back-to-backCSC-HVDC é mostrado na Figura 7.

Figura 7 – Topologia Back-to-back CSC-HVDC com Conversor de 12-pulsos.

Fonte – (AGELIDIS et al., 2006) - Adaptado pelo autor.

Como não há linhas de transmissão as perdas no lado CC podem ser descon-sideradas. Além disso, com o intuito de otimizar os custos dos conversores e demaisequipamentos no lado CC, a corrente CC é mantida tão alta quanto o sistema derefrigeração consiga lidar. Tal nível de corrente implica em uma tensão CC baixa, o quenão é problemático, pois não há linhas de transmissão (OTTOSSON; KJELLIN, 2001;AGELIDIS et al., 2006).

Como dito por Ottosson & Kjellin (2001), esse arranjo é empregado em diversasaplicações:

• Conexão entre redes CA assíncronas;

• Conexão entre redes CA com frequência de controle distintas;

• Redução da corrente de curto-circuito em sistemas CA fortes;

2.4.2 Elo CC Monopolar

O elo CC monopolar com retorno pela terra ou pelo mar é o modo maissimples e barato de transmissão de potência a longas distâncias através de sistemasHVDC (BAHRMAN, 2006). Nessa configuração as duas estações conversoras estãoseparadas e interconectadas por um único condutor que pode ter polaridade da tensãoCC positiva ou negativa (AGELIDIS et al., 2006; SOOD, 2004). A Figura 8 apresenta odiagrama unifilar dessa topologia com um conversor CSC-HVDC de 12-pulsos.


Figura 8 – Topologia Monopolar CSC-HVDC com Conversor de 12-pulsos.


Geralmente a polaridade da tensão é negativa, isso porque segundo Niquini(2009) a polaridade negativa resulta em um menor efeito corona quando comparado apolaridade positiva.

2.4.3 Elo CC Bipolar

Nos sistemas de transmissão HVDC continental a topologia bipolar com conver-sores de 12-pulsos é a mais empregada atualmente (BAHRMAN, 2008). Um sistemabipolar pode ser considerado como dois sistemas monopolares, como pode ser visto naFigura 9 que mostra o diagrama unifilar dessa topologia com um conversor CSC-HVDCde 12-pulsos.

Como exibido na Figura 9, essa configuração possui dois condutores, um compolaridade positiva e outro com polaridade negativa. Cada estação conversora possuidois conjuntos de conversores conectados em série com a junção entre eles aterradaem uma ou ambas extremidades, em algumas situações um condutor metálico deretorno também pode ser encontrado. Note que, como ambos os polos operam emcondições normais com o mesmo carregamento, não há corrente fluindo pela terra oupelo condutor de retorno, a corrente entra pelo polo negativo e sai pelo polo positivona estação retificadora, e o contrário na estação inversora (SOOD, 2004; NIQUINI,2009). Assim, caminho de retorno pela terra apresentado na Figura 9 só acontece emsituações de contingência como uma falta no lado CC ou um desequilíbrio de cargaentre os polos.

Em condições normais de operação os sistemas bipolares causam conside-ravelmente menos interferência harmônica nas instalações próximas do que a confi-


Figura 9 – Topologia Bipolar CSC-HVDC com Conversor de 12-pulsos.


guração monopolar (KUNDUR et al., 1994). Uma outra vantagem que essa topologiaapresenta esta relacionada a continuidade do sistema elétrico. Durante manutençõesou interrupções de um único polo ainda é possível transmitir parte da potência atravésdo outro polo, ou seja, cada polo pode operar como um elo CC monopolar independente.Dependendo da capacidade de sobrecarga do polo remanescente, até 50% além dacapacidade de transmissão pode ser utilizada (SIEMENS, Acessado em 02 de janeirode 2017; NIQUINI, 2009)

2.4.4 Elo CC Homopolar

O elo CC homopolar, cujo diagrama unifilar com um conversor CSC-HVDC éapresentado na Figura 10, possui dois ou mais condutores energizados com a mesmapolaridade. Pelas mesmas razões apresentadas para o elo CC monopolar, utiliza-sea polaridade negativa. Em geral, o caminho de retorno da corrente é pela terra, masum condutor metálico também pode ser utilizado. Assim como nos sistemas bipolares,em caso de interrupções ou necessidade de manutenção em um dos condutores, acontinuidade do fornecimento de energia elétrica é assegurado, pois todo conversorfica disponível para atender o circuito remanescente e, se adequadamente projetado,pode suprir o sistema com mais que sua capacidade normal de operação (KUNDUR etal., 1994; NIQUINI, 2009).

Devido aos efeitos indesejáveis de operar um sistema HVDC com retorno pelaterra, já que podem provocar danos em dutos de gás e água instalados próximo asestações conversoras, a configuração bipolar é preferencialmente utilizada (KUNDUR


Figura 10 – Topologia Homopolar CSC-HVDC com Conversor de 12-pulsos.

Fonte – (KUNDUR et al., 1994) - Adaptado pelo autor.

et al., 1994; SOOD, 2004).

2.4.5 Elo CC Multiterminal

O sucesso obtido com os elos CC de dois terminais levaram os operadores dosistema de potência a considerar usar essas instalações com mais de dois terminais. AFigura 11 apresenta o diagrama unifilar de um sistema HVDC multiterminal com trêsestações conversoras. Como as estações conversoras podem ser configuradas paraque operem como retificadoras ou inversoras, para uma situação como essa, em quehá 3 terminais, poderia-se ter 2 conversores operando como retificadores e 1 comoinversor e vice versa (AGELIDIS et al., 2006; KUNDUR et al., 1994).

A primeira experiência com esse arranjo foi realizada com a expansão dosistema de dois terminais, Sardenha-Itália, para um sistema HVDC de três terminaiscom o 3o adicionado em Córsega em 1991. Essa configuração não está limitadaapenas a três terminais, o sistema que interliga Cantons em Quebec e Comerford emNew Hampshire possui uma interligação com cinco terminais (KUNDUR et al., 1994).

Os dois esquemas de conexão possíveis para sistemas multiterminais são comos conversores conectados em paralelo ou em série. Os conversores da Figura 11estão conectados em paralelo e operam com o mesmo nível de tensão. Uma vantagemda conexão em paralelo em relação a conexão em série é que a primeira pode ser tantoradial quanto malhada abrindo maiores oportunidades de exploração para transmissãode energia em áreas extensas. Na conexão em série os conversores são conectadosde modo a operarem com a mesma corrente contínua fluindo em todos os terminais eo todo o sistema é aterrado em uma única estação conversora (KUNDUR et al., 1994).


Figura 11 – Topologia Multiterminal CSC-HVDC com Conversor de 12-pulsos.


Um dos maiores desafios de exploração dos sistemas multiterminais estarelacionado à proteção do sistema elétrico no lado CC. Muitas pesquisas têm sidorealizadas para o desenvolvimento de um disjuntor que opere adequadamente no ladoCC do sistema (LE BLOND et al., 2016).

2.5 Conversão e Controle do Elo CC

Não entra no escopo desse trabalho o estudo da conversão CA-CC, e vice-versa, bem como a análise detalhada das técnicas e formas de controle das estaçõesconversoras. Entretanto, conforme Sood (2004), uma das funções primárias do controleem sistemas CC é a proteção dos equipamentos contra alterações de corrente/tensõescausadas por faltas. Assim, esses tópicos serão apresentados apenas superficial-mente de modo a proporcionar o conhecimento básico necessário para uma melhorcompreensão de alguns aspectos da proteção.

2.5.1 Funcionamento dos Retificadores e Inversores

As estações conversoras dos sistemas HVDC em geral empregam conversoresde 12 pulsos que são obtidos a partir da associação de dois conversores de 6 pulsosarranjados em um modelo de ponte chamado Ponte de Graetz. Segundo Kundur etal. (1994) esse arranjo apresenta melhores resultados na medida que permite melhorutilização do transformador de conversão e aplica uma tensão reduzida sobre as


válvulas quando estas não estão em processo de condução, reduzindo os custos comisolamento e proteção de tensão reversa nas válvulas.

Tal como apresentado na Figura 9, os transformadores de conversão no ladoCA possuem taps ajustáveis sob carga, que atuam como um sistema de controle deatuação lenta, e permitem o ajuste da tensão convertida. A conexão mais utilizada paraeste trafo é o primário em estrela aterrada e o secundário em delta ou em estrela, valedestacar que a conexão em estrela no secundário deve ser não aterrada. Isso porquecaso o aterramento seja realizado haverá um conflito de referência de potencial o quecausaria diferenças entre as correntes nas linhas CC em sistemas monopolares de12 pulsos e até mesmo inviabilizando a operação de sistemas bipolares (KUNDUR etal., 1994). Além disso, sob a ótica da proteção, o conflito de referência pode levar osistema de proteção a interpretação incorreta dos sinais medidos induzindo-o a umaatuação indevida, ou a sua não atuação.

Em um sistema de transmissão, um aspecto importante é do controle dofluxo de potência transferido pela rede. Para os sistemas HVDC, através da variaçãode alguns parâmetros é possível determinar os valores de corrente e/ou potênciaconvertido pelo retificador. Tais parâmetros são apresentados a seguir:

α - Ângulo de disparo do retificaor (ou ângulo de atraso);

µ - Ângulo e "Overlap" ou de comutação (período em que mais de duas chavesconduzem simultaneamente);

δ - Ângulo total de extinção (ângulo de comutação, δ = α + µ).

Os ângulos descritos podem ser vistos na Figura 12 que apresenta a ordem de comu-tação das chaves, representadas pelos números no interior do círculo, em função doperíodo de condução, em que a corrente sai da ponte pelas chaves ímpares e retornapelas chaves pares. A representação dada considera que as chaves que estão nomesmo braço da ponte são 1 e 4 conectadas na fase A, 3 e 6 conectadas na fase B e 5

e 2 a conectadas na fase C.

Kundur et al. (1994) demonstra que o α está diretamente relacionado com ovalor da corrente no lado CC com valores normalmente ajustados entre 15o e 20o,sendo limitado inferiormente em 5o e superiormente em 90o (para operação comoretificador). O atraso de α é necessário para garantir o disparo correto das chaves,de forma que haja tempo suficiente para carregar o circuito de disparo e garantir umatensão adequada para que a chave entre em condução.

Na operação prática dos conversores, as chaves não comutam imediatamentecomo apresentado na Figura 12, pois na transição de condução da chave 1 para 3 o


Figura 12 – Periodos de Condução das Válvulas com Ângulo de Disparo e Ângulode Comutação

Fonte – (KUNDUR et al., 1994)

sinal e disparo é aplicado em um tempo α após 0o. A partir desse ponto as chaves 1, 2 e3 estão em condução esta condição permanece por um intervalo de tempo e se encerraapós um período µ, momento em que as chaves 2 e 3 estão em condução. Portanto, oângulo de comutação µ corresponde a esse intervalo no qual mais de duas válvulasestão conduzindo ao mesmo tempo. Essa é uma condição de operação indesejadapois afeta tanto os níveis de tensão quanto de corrente no lado CC. Assim, segundoKundur et al. (1994), deve-se sempre buscar limitar esse valor a no máximo 60o sendoque os valores típicos para operação estão em torno de 15 a 25o.

A construção e operação do circuito inversor é análoga ao circuito retificador,levando-se em consideração o deslocamento dos ângulos anteriormente definidospara a região em que a ponte atua como inversor. Analogamente aos parâmetrosanteriormente definidos, têm-se:

β - Ângulo de disparo do inversor (ou ângulo de avanço): β = 180o − α;

µ - Ângulo de "Overlap" ou de comutação (período em que mais de duas chavesconduzem simultaneamente);

γ - Ângulo total de extinção do inversor: γ = 180o − δ.

Esses ângulos são definidos em função de seu avanço em relação ao instante em quea tensão de linha passa por zero na sua porção decrescente.

2.5.2 Formas de Atuação dos Controles das Estações Conversoras

O fluxo de potência desejado nos sistemas HVDC pode ser obtido a partir dalei de Ohm, que permite o controle da corrente que circula nesse sistema em funçãoda diferença de tensão CC nos finais de linha (ANDERSON, 1998). Já a tensão CC


nas estações conversoras depende do módulo das tensões CA nos barramentos deinterface (KUNDUR et al., 1994; SOOD, 2004) as quais são ajustadas de acordocom o tap dos transformadores de conversão. Assim, o controle e a operação esistemas de transmissão em corrente contínua se dá em sua forma mais simplesatravés de dois métodos: pela variação do ângulo de disparo das chaves, sendo esseum controle rápido e da ordem e milissegundos, ou variando a posição do tap dostransformadores de conversão, na forma de um controle lento com 5 a 6 segundos portap de transformação (ANDERSON, 1998).

Como as resistência das linhas e das estações conversoras são baixas, peque-nas variações nas tensões do retificador ou inversor podem causar grandes variaçõesna corrente da linha CC. Isso implica que mesmo se os ângulos α e β forem mantidosconstantes, a corrente contínua pode sofrer variações por uma grande faixa apenaspor pequenas flutuações nas tensões CA dos barramentos de interface. A correnteresultante pode vir a ser alta o suficiente para danificar as válvulas ou outros equipa-mentos (KUNDUR et al., 1994). Essa situação justifica a necessidade de um sistemade controle rápido, uma vez que variação do ângulo de disparo α ou β proporciona pro-teção dos equipamentos das estações conversoras ao impedir a flutuação da correntecontínua. Um sistema de proteção de rápida atuação é igualmente importante paraque nas situações em que o controle encontre-se em seu limite de variação a estaçãoseja retirada de operação para proteção dos equipamentos.

Diferentes níveis hierárquicos de controle são empregados para operaçãosegura e estável do sistema. Para tanto, vários limites de tensão e corrente sãoestabelecidos para proporcionar diferentes níveis avançados de controle do fluxode potência na linha (KUNDUR et al., 1994). Algumas condições para escolha daestratégia de controle foram estabelecidas por Sood (2004) e são apresentadas naTabela 2.

A forma de controle amplamente aceita e mais aplicada em sistemas detransmissão HVDC é o Método de Controle pela Margem de Corrente (Current MarginMethod) (SOOD, 2004). A metodologia de controle é baseada na definição de áreas deatuação dos controles dos retificadores e inversores baseados nos limites de correntespreviamente estabelecidos, além disso, esse método também proporciona mecanismosde proteção para o elo CC.

Em condições normais de operação, o retificador realiza o controle da corrente(Modo Corrente Constante) e o inversor faz o controle da tensão através do CEA(Ângulo de Extinção Constante, Constant Extinction Angle). Esta filosofia de controlepode ser melhor compreendida pela observação da relação entre corrente e tensãoCC mostrada na Figura 13. O comportamento da corrente é representado pela retavertical, referente a corrente do retificador, seu ajuste é feito pela variação do ângulo


Tabela 2 – Escolha da estratégia de controle de um sistema HVDC.

Condição CaracterísticaDesejada Razão Estratégia de

Controle

1 Limitar o máximo va-lor da corrente CC.

Proteção da válvulase dispositivos asso-ciados a estação con-versora.

Controle da corren-te constante no reti-ficador.

2Manter a tensão CCo mais próximo deseu valor nominal.

Reduzir o nível dacorrente CC e mini-mizar as perdas nalinha de transmissão.

Controle de tensãoconstante no inver-sor.

3Prevenir falhas decomutação nas vál-vulas.

Manter a estabilida-de do sistema

Controle do ângulode extinção no in-versor.

4Manter o fator e po-tência o mais alto pos-sível.

Regulação de tensãoe aspectos econômi-cos.

Usar baixos ângulosde disparo.

Fonte – (SOOD, 2004)

de disparo α. A reta CEA mostrada no gráfico é referente ao comportamento da tensãono inversor considerando a queda de tensão na linha até o ponto de operação medido,seu ajuste é feito pela variação no tap do transformador no lado inversor (KUNDUR etal., 1994).

Figura 13 – Operação Ideal do Elo CC

Fonte – (KUNDUR et al., 1994) - adaptado pelo autor.

A curva característica do inversor pode ser elevada ou abaixada pela alteração


do tap do transformador no lado inversor. Quando o tap é alterado, o controle CEArapidamente ajusta γ para um valor adequado. Como consequência, a corrente CCtambém sofre uma alteração que é rapidamente corrigida pelo regulador de correntedo retificador pela alteração de α. O tap do transformador no lado retificador poderáser alterado para trazer α para dentro da faixa desejada, geralmente 10 a 20o, casoeste excursione para fora desse intervalo.

Apenas essas duas estratégias de controle não são suficientes em situaçõespráticas. No caso em que α atingiu o seu valor mínimo (algo em torno de 5o) e otap do transformador do lado retificador não puder mais aumentar, o retificador passaa operar no modo de controle CIA (Ângulo de Disparo Constante, Constant IgnitionAngle). Note também pela Figura 13 que, estando o retificador operando sob o modoCIA, se a tensão também estiver muito reduzida, poderá não haver interseção dascurvas operativas CIA e CEA, o que corresponde a interrupção de corrente no sistema.O inversor é dotado de um controle de corrente mínima, com valor menor do que acorrente controlada pelo retificador. A diferença entre essas correntes é chamada deMargem de Corrente (KUNDUR et al., 1994; SOOD, 2004).

Em certas situações pode haver uma queda substancial nos níveis de tensãonão sendo possível, ou não desejável, manter a corrente CC em seu valor nominal(KUNDUR et al., 1994). Para estas situações faz-se necessário a utilização de umquarto modo de operação dos conversores, este é o VDCOL (Voltage DependentCurrent Order Limiter ). Por fim, a curva real de controle de um sistema HVDC éapresentado na Figura 14.

Figura 14 – Operação real do elo CC

Fonte – (KUNDUR et al., 1994) - adaptado pelo autor.


Pela curva de controle vista na Figura 14 o modo de controle VDCOL é acionadoquando os níveis de tensão estão abaixo de um determinado valor, geralmente 0,8 a0,4 pu (KUNDUR et al., 1994). O VDCOL limita o valor máximo de corrente contínuapermitido de acordo com o nível de tensão ao qual o conversor está submetido.

40

3 Fundamentos da Proteção de Esta-ções Conversoras HVDC


Os sistemas elétricos de potência estão sujeitos à ocorrência de certos fenô-menos que se não identificados e eliminados podem resultar em interrupção do forneci-mento e, em certas ocasiões, em danos aos inúmeros dispositivos conectados a rede.Para compensar os altos investimentos necessários, é comum que os sistemas HVDCoperem grandes blocos de potência e sua saída inesperada de serviço representaum grande impacto para o sistema alternado. Em concordância Anderson (1998),a proteção deve ser projetada para identificar as anormalidades do sistema que, senão detectada, podem causar danos aos equipamentos ou interrupção prolongada nofornecimento. Além disso, é requisito fundamental que o sistema de proteção coloquefora de operação menor porção possível da linha de transmissão, que para o casode sistemas HVDC seria a desenergização de apenas um dos polos se a falta formonopolar ou no conversor.

Para um bom desempenho de um sistema de proteção, este deve ser dotadode algumas propriedades fundamentais que podem ser também aplicadas aos sistemasde proteção HVDC. Algumas delas são listadas por Anderson (1998) e Mamede Filho& Mamede (2013):

• Sensibilidade - segurança contra atuações desnecessárias ou indesejadas;

• Confiabilidade - é a capacidade e o elemento de proteção cumprir adequadamenteas funções que lhe foram atribuídas;

• Seletividade - apenas o elemento mais próximo ao defeito deve atuar e a menorporção possível do sistema deve ser colocada fora de operação;

• Retaguarda - o sistema de proteção deve possuir mais de uma forma de elimina-ção da falta em caso de falha da proteção principal;

• Redundância - as funções de proteção devem ser duplicadas para garantir confia-bilidade;

• Zonas de proteção - o elemento de proteção deve ser capaz de identificar sedeterminada ocorrência é interna ou externa à sua zona de proteção. De modoque se fora da zona de proteção o elemento não deve ser sensibilizado;

Capítulo 3. Fundamentos da Proteção de Estações Conversoras HVDC 41

• Velocidade - o ajuste do tempo de atuação dos elementos de proteção deve sero menor possível considerando os intervalos de coordenação e os ajustes queimpedem a atuação indevida;

• Automação - é a capacidade do elemento de proteção tomar decisões sobre suaoperação ou não operação baseado na leitura as grandezas elétricas e nos limitesestabelecidos em seus ajustes.

As estações conversoras são adquiridas como um sistema completo no qualestão implementados os módulos de controle e proteção de todo o sistema. De fato,uma vez que as funções de proteção e controle são executadas em grande partepelos mesmos dispositivos e considerando que algumas das ações de proteção sãoexecutadas por ações de controle, em algumas partes do sistema conversor torna-sedifícil distinguir claramente entre a proteção e o controle (ANDERSON, 1998). A malhade controle é dividida em 4 níveis: estação, bipolo, polo e conversor. A Figura 15 é claraem demonstrar essa interação entre o sistema de proteção e os módulos de controle.

Figura 15 – Estrutura da Malha de Controle da Estação Conversora Mostrando aInteração do Sistema de Proteção com os Módulos de Controle.

Fonte – (ANDERSON, 1998) - Adaptado pelo autor.

O módulo de Sequência de Controle é responsável por administrar as inúmerasfunções e controle de forma lógica. Esse módulo também interage com o operador apartir da mesa de controle. Dentre outras funções, o módulo de Sequência de Controleé capaz de executar ordens manuais de trip e, por questões de segurança, o únicocapaz de enviar uma ordem reclose.

Note pela Figura 15 que o bloco do sistema de proteção recebe informaçõesde medições de ambos os lados, CC e CA. Além disso, ele possui saída direta para o


controle de disparo do conversor e para os disjuntores no lado CA. Há também umasaída para o módulo de Sequência de Controle, responsável por administrar as açõesde controle requisitadas pela proteção.

O sistema de proteção do elo CC pode então ser dividido, de modo maisabrangente, nas seguintes categorias:

1 Proteção do Lado CA;

2 Proteção do lado CC.

3.2 Visão Geral da Proteção CA em Sistemas HVDC

Segundo Rudervall et al. (2000), os sistemas HVDC estão se tornando cadavez mais comuns e, para operação adequada da proteção, os sistemas de proteçãoHVDC e CA devem estar coordenados. O diagrama unifilar mostrado na Figura 16apresenta os componentes do lado CA de uma estação conversora e suas respectivaszonas de proteção.

Figura 16 – Zonas de Proteção referente ao Lado CA

Fonte – (ANDERSON, 1998) - Adaptado pelo autor.

Filosofias de proteção para os sistemas alternados são amplamente discutidasna literatura e, deste modo, serão pouco detalhadas nas seções.


3.2.1 Proteção de Linha CA

O suprimento da estação retificadora em alguns casos possuem uma linhade transmissão CA curta, enquanto a estação inversora geralmente estará conectadaa uma linha CA longa. Em ambos os casos as linhas de transmissão deverão serdevidamente protegida. A proteção dessas linhas deve ser capaz de atuar parafaltas tanto nas linhas CA quanto nos polos e para isso relés direcionais deverão serempregados. Esses relés são geralmente de tempo inverso e operam através da funçãode sobrecorrente instantânea e temporizada.

3.2.2 Proteção do Barramento de Interface

Tal como em uma subestação, um barramento é utilizado para interligar a linhaCA, ou a fonte, e o transformador de conversão. Os filtros harmônicos e banco decapacitores também estão conectados a esse barramento. O relé deverá atuar paratodas as faltas na barra.

A zona de proteção compreende a própria barra, e os filtros e os bancos decapacitores ligados a ela. A zona é monitorada por um relé direcional, cujo objetivo éproteger o sistema CC contra faltas no lado CA, bem como por funções que protegem osistema CA para curtos-circuitos a jusante da barra, considerando a estação retificadora.Os disjuntores conectados entre o barramento CA e os transformadores também podemser acionados pelo sistema de proteção CC para desligamento do polo ou bipolo. Alémda proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada, o barramento também éprotegido pela função diferencial de corrente.

Esta zona atua como zona secundária para os filtros harmônicos e bancosde capacitores. Geralmente emprega-se relés diferenciais como proteção principal esobrecorrente como retaguarda.

3.2.3 Proteção do Transformador de Conversão

Relés diferenciais são empregados como proteção principal e a sobrecorrentecomo retaguarda. Além disso é providenciado uma proteção de sobrecorrente parafaltas envolvendo a terra.

3.2.4 Proteção dos Filtros e Capacitores CA

Para os filtros e bancos capacitores é empregado proteção de sobretensão, suazona de proteção primária encontra-se entre a conexão com o barramento e o eletrodode aterramento. A zona de proteção do barramento atua como zona secundária.


Faltas nos filtros e capacitores provocam severos desbalanceamentos no sis-tema e portanto as correntes fundamentais e harmônicas também são monitoradas. Aproteção de sobrecorrente de tempo inverso é utilizada como retaguarda.

3.3 Proteção de Estações HVDC

Os dispositivos associados a proteção do lado CC de um sistema HVDC podemser encontrados nos sistemas de controle do bipolo, polo e conversores. Uma vezque a proteção é parte integrante do sistema de controle, esses devem ser totalmenteredundantes como precaução contra eventuais falhas de controle e/ou atuação daproteção.

Um dos sistemas de controle trabalha como controlador principal, e o outrocomo controlador de retaguarda. Com exceção de algumas situações previamenteestabelecidas, para que uma dada ação seja tomada é preciso que ambos os controla-dores concordem a ação requisitada (SOOD, 2004). O controlador principal monitoraas variáveis do sistema, e na ocorrência de um evento que necessite de uma ação deproteção, e que não exige atuação rápida, o controle do sistema é transferido para ocontrolador de retaguarda que toma as ações necessárias baseadas em suas própriasleituras das variáveis do sistema. É importante que os equipamentos de medição dossistemas de controle sejam independentes (ANDERSON, 1998).

Conforme Naidoo & Ijumba (2004) os sistemas de proteção HVDC envolvebasicamente a proteção das estações conversoras, dos conversores, dos filtros, e daslinhas de transmissão CC. A seguir é discutida a proteção das estações conversoras, aproteção das linhas de transmissão CC será tratada no Capítulo 4.

A estação conversora compreende os conversores do bipolo, os filtros, e demaisequipamentos para comunicação e controle do sistema.

3.3.1 Proteção das Válvulas Conversoras

O principal elemento dos conversores são as válvulas comutadoras construídasa partir da conexão em série de chaves de estado sólido. Essas chaves possuem limi-tações físicas de corrente, temperatura, tensão direta e reversa, dentre outros que nãodevem ser excedidas sob consequência de danos irreparáveis ao dispositivo. A zonade proteção dos conversores é a ponte retificadora/inversora, tal como apresentadona Figura 17, que se estende desde o ponto de conexão do circuito conversor comenrolamento secundário do transformador de conversão e o reator de alisamento.

A proteção dos conversores HVDC é pouco discutida na literatura, algunsautores como Darwish et al. (2006), Arrillaga (1998) e Kundur et al. (1994) relatam queas principais falhas envolvendo a operação dos conversores são:


Figura 17 – Zonas de Proteção referente ao Lado CC

Fonte – O autor

i) Fire-through: Falha em bloquear a válvula durante o período de não condução;

ii) Misfire: Falha em iniciar o período de condução apesar do sinal de disparo etensão positiva do ânodo em relação ao cátodo;

iii) Falha de comutação: Não comutação completa da condução de corrente de umaválvula para sua seguinte antes que essa esteja em condição de bloqueio.

– Falha de comutação simples: Falha na comutação de uma única válvula nociclo;

– Falha de comutação dupla sucessiva: Falha na comutação de duas válvulasem sequência no mesmo ciclo, por exemplo, falha na comutação da válvula3 comutar com a 1 e da válvula 4 comutar com 2 logo em seguida (VerFigura 12);

– Falha de comutação dupla não sucessiva: Falha de comutação de duasválvulas que não estão em sequência no mesmo ciclo, por exemplo, falha nacomutação da válvula 3 com a 1 e da válvula 6 com a 4 (Ver Figura 12).

3.3.1.1 Proteção de Disparo das Válvulas

Darwish et al. (2006) relata que as falhas (i) e (ii) raramente ocorrem com asválvulas e que os disjuntores CA devem ser abertos se o problema for persistente.


De acordo com Arrillaga (1998), elas em geral são causadas por problemas nosequipamentos de controle e no circuito de disparo, sendo uma falha mais crítica quandoocorrem na estação inversora. Durante a operação como retificador, as falhas (i) e (ii)só são realmente preocupantes quando ocorrem de forma sustentada, condição emque podem provocar grandes oscilações de corrente e tensão no lado CC.

Para estes casos o sistema de proteção deve ser capaz de:

• Supervisionar a operação da ponte conversora;

• Detectar a falha de condução da válvula quando um pulso de disparo é aplicado;

• Detectar a condução não intencional da válvula;

• Prevenir que uma válvula que falhou em conduzir seja selecionada como um parde bypass;

• Aplicar um bypass na válvula que está conduzindo no período de bloqueio.

A proteção de disparo das válvulas, para as falhas (i) e (ii), é realizada atravésdo monitoramento da operação de cada válvula e do sinal de controle chegando naválvula na forma de um pulso, cuja duração corresponde ao tempo de conduçãoesperado. A duração do pulso de controle é então comparado com o tempo em quea válvula conduz para determinar seu funcionamento correto (ANDERSON, 1998). Aválvula conduzindo fora do intervalo desejado é também detectada como disparo oucondução imprópria.

O sistema de proteção atua então sobre o módulo de sequência de controlerequerendo as seguintes ações (ANDERSON, 1998; ARRILLAGA, 1998):

• O comando do sistema é transferido para o controle redundante;

• Na confirmação da situação de falha o conversor é bloqueado;

• Os disjuntores CA são abertos.

A proteção de falha de comutação atua como proteção de retaguarda para aproteção de disparo das válvulas e essas devem estar coordenadas entre si.

3.3.1.2 Proteção de Falha de Comutação

As falhas de comutação afetam negativamente o elo CC de diferentes formas.Pode resultar em um aumento significativo da corrente CC ocasionando, por exemplo,superaquecimento das válvulas reduzindo o tempo de vida útil do dispositivo. Em rarassituações podem desencadear transitórios como problemas de ressonância no sistema


levando a interrupções de longa duração (WEI et al., 2014). O sistema de proteçãodeve ser capaz de identificar e tomar as ações de controle necessárias para evitar aocorrência sustentada das falhas de comutação.

Segundo Darwish et al. (2006) e Kimbark (1971), as falhas de comutação sãofaltas comuns na operação dos sistemas HVDC e ocorrem principalmente nas estaçõesinversoras. Elas acontecem não por problemas com a válvula em si, mas sim devidoa condições externas (KUNDUR et al., 1994), tais como afundamento de tensão nosistema CA ou controle inadequado do ângulo de extinção (ARRILLAGA, 1998).

Analisando o inversor e considerando a comutação entre a válvula 1 e 3, aFigura 18 mostra a relação entre os ângulos de operação do conversor, a forma deonda da tensão CA e a corrente através das válvulas. A corrente através das válvulasdo conversor não podem mudar instantaneamente dada a indutância do transformadorconversor, assim a transferência da condução de corrente de uma válvula para outrademora um certo tempo, definido como angulo de comutação µ. Note que, como aindutância do transformador é fixa para um dado tap, o valor do ângulo de comutação irávariar de acordo com o valor da corrente que deve ser transferida e pode ser relacionadacom a área hachurada, chamada área de comutação. Quanto maior a magnitude dacorrente mais tempo a válvula levará para comutar completamente. Além disso, asválvulas precisam ser desenergizadas para poderem estabelecer adequadamente umatensão de bloqueio (WEI et al., 2014). O tempo de desenergização das válvulas édefinido pelo ângulo total de extinção γ, que no inversor corresponde ao intervalo detempo entre o momento em que a corrente na válvula 1 se torna zero e instante emque a tensão de linha sobre a válvula 1 também se torna zero, como ilustra a Figura 18.

Para Zhang & Dofnas (2002), os afundamentos de tensão devido a faltas nosistema CA podem afetar o processo de comutação dos conversores da seguinte forma:

• Redução do nível de tensão;

– O afundamento de tensão no lado CA diminui a tensão através das válvulas.Como a tensão de linha diminuiu e a magnitude da corrente permanece amesma, para que a área de comutação tenha o mesmo valor o ângulo decomutação irá aumentar e, portanto, o ângulo de extinção controlado pelosistema tem de diminuir.

• Aumento da corrente CC;

– A corrente CC aumenta com a ocorrência da falta no sistema CA. Como aárea de comutação depende proporcionalmente da magnitude da correnteCC, um maior ângulo de comutação será necessário para completar a trans-ferência de corrente de uma chave para outra o que implicará na redução doângulo de extinção total γ.


Figura 18 – Comportamento Ideal do Conversor na Comutação entre as Válvulas 1e 3

Fonte – (NIQUINI, 2009)

Percebe-se que as consequências sobre o processo de comutação implica emuma redução do ângulo de extinção. De fato, segundo Kundur et al. (1994) e Zhang &Dofnas (2002), se γ reduzir a um valor menor que 5 a 8 graus, a válvula que estava noprocesso de transferir seu estado de condução não conseguirá finalizar o processo eganhará novamente corrente, finalizando em uma falha de comutação.

O objetivo da proteção contra falhas de comutação é detectar suas ocorrênciase, se persistirem, retirar o conversor de operação. Na detecção da falha de comutaçãoo controle tomará as seguintes ações de proteção (ANDERSON, 1998):

1) Avanço instantâneo do ângulo de disparo, de modo a compensar a alteração doângulo de comutação, no conversor em falta;

2) Transferência do controle para o sistema redundante;


3) Bloqeio parcial do conversor quando a falha de comutação ocorrer em apenasuma das pontes de 6 pulsos (quando conversor de 12-pulsos);

4) Bloqueio e baypass simultâneo do conversor em falta e abertura dos disjuntoresCA no alimentador do conversor.

Segundo Arrillaga (1998), falhas de comutação consistentes são causadas porausência de pulsos de controle e falhas esporádicas devido a distúrbios no sistemaalternado sendo importante que a proteção consiga distinguir corretamente entre asduas situações.

O ajuste do ângulo de disparo é o método empregado para corrigir falhasde comutação e diversas investigações têm sido conduzidas sobre o tema. Comosupracitado, um ângulo de extinção muito pequeno é causado por distúrbios no sis-tema alternado ocasionando falha de comutação no conversor. Bauman & Kazerani(2007) fazem um agrupamento dos estudos que propõem a utilização de controladoresbaseados em lógica fuzzy com o intuito de melhorar a performance do sistema. Umdos maiores problemas dessa abordagem de otimização é que as funções associ-adas são otimizadas apenas para certas condições de operação, por essa razão aimplementação da lógica fuzzy não provê resultados úteis para sistemas reais queestão sujeitos a uma grande variedades de condições de falta. Uma estratégia decontrole do ângulo extinção baseada em um detector das componentes seno-cossenoé proposta por Tamai et al. (1997). As tensões CA são rápidamente detectadas emtermos dessas duas componentes no referencial rotacional que está sincronizado coma frequência da rede. O controlador rapidamente prevê a necessidade do controledo ângulo de extinção de acordo com a magnitude das tensões, ângulo de fase eharmônicos. Apesar desse último ter aplicabilidade em sistemas reais, a metodologiade controle do ângulo de disparo amplamente utilizada nos sistemas HVDC atuais é aproposta por Zhang & Dofnas (2002), a qual faz uso do módulo de controle conhecidocomo CFPREV (Commutation Failure Prevention), que tem por função: 1) detectardistúrbios no sistema; 2) Determinar se esse distúrbio causará falha de comutação ounão; 3) Avançar imediatamente o ângulo de disparo se necessário.

A Figura 19 mostra o diagrama de bloco do módulo CFPREV. Este controle édividido em duas partes, uma para detectar faltas monofásicas baseada em detecçãode sequência zero e outra para detectar faltas trifásicas baseada na transformaçãoabc− αβ.

O tipo de falta não simétrica mais comum que os conversores HVDC estãosujeitas são as faltas monofásicas. A tensão trifásica no barramento do conversorapresenta tensão de sequência zero durante esse tipo de falta. O módulo de controleCFPREV gera um sinal VZ_DIFF a partir da soma dos valores instantâneos da tensão


Figura 19 – Diagrama de Blocos do Módulo de Controle CFPREV

Fonte – (ZHANG; DOFNAS, 2002)

trifásica no barramento do conversor:.

VZ_DIFF = V0 = Va + Vb + Vc. (3.1)

A magnitude de VZ_DIFF é determinada gerando um sinal |VZ |. Um blococondicional lê esse sinal e compara com um valor de referência VZ_DIFF_LEV EL, oresultado dessa comparação é um bit de flag F_Z. Se |VZ | for maior ou igual aVZ_DIFF_LEV EL então ′F_Z = 1′, caso contrário ′F_Z = 0′. A função MAX_HOLDrecebe o sinal |VZ | e detecta seu maior valor e o mantem por um período de tempose nenhum valor maior for detectado nesse intervalo. O sinal de MAX_HOLD passaatravés de um controlador PI, que é responsável por calcular o ajuste do ângulo dedisparo, e é multiplicado por um ganho KZ_DIFF_GAIN , a saída do multiplicador é o sinalVZ_AMIN que é o valor final que será reduzido do ângulo de disparo. Se o falg F_Zfor igual a um, então a saída do detector de sequência zero será VZ_AMIN , se F_Z forzero, então a saída do detector de sequência zero também será zero.

As faltas trifásicas são determinadas a partir da transformação abc − αβ. Oprincípio por trás desse método é usar um vetor giratório para representar as tensõestrifásicas. As Equações (3.2) e (3.3) são as expressões das componentes do vetor Vαβ,Vα e Vβ respectivamente, usado pelo módulo CFPREV.

Vα =2

3Va −

1

3(Va + Vb), (3.2)


Vβ =

√3

3(Vb − Vc). (3.3)

Na Figura 19 o operador de transformação abc − αβ tem como saída o sinalVαβ através da Equação (3.4).

|Vαβ| =√V 2α + V 2

β . (3.4)

O sinal |Vαβ| passa por um filtro de segunda ordem com uma contante de temporelativamente grande e a saída do filtro é subtraída de |Vαβ|. Essa operação da origemao sinal |Vαβ_DIFF |, esse sinal é recebido por um bloco condicional e comparado comum sinal de referência |Vαβ_DIFF_LEV EL|. A saída dese bloco condicional é um flagF_AB, se |Vαβ_DIFF | for maior ou igual a |Vαβ_DIFF_LEV EL| então F_AB é 1 e o sistemaentende que ouve um afundamento de tensão no barramento CA, caso contrário F_ABé 0. A função MAX_HOLD recebe os valores de |Vαβ_DIFF |, sua saída é multiplicadapor um ganho Kαβ_DIFF_GAIN . A saída do transformador abc− αβ, caso o flag F_ABseja 1, será o sinal Vαβ_AMIN que corresponde ao valor final a ser reduzido do ângulode disparo, se o flag F_αβ for 0 então a saída do transformador é nula.

O módulo CFPREV irá calcular ambos os sinais VZ_AMIN e Vαβ_AMIN simulta-neamente e a função MAX escolherá o maior valor entre os dois. O sinal de saída domódulo CFPREV, ∆CFPREV , será deduzido do sinal de disparo das válvulas, avançandoo ângulo de disparo levando a uma margem de comutação maior.

3.3.2 Proteção da Estação Conversora

O controle adequado dos conversores é a ferramenta que garante a operaçãoestável do sistema CC. Eles também proporcionam proteção através da variação de αe γ ou por diferentes sequências de disparos. O controle do ângulo de disparo permiteque o controlador limite as correntes de falta no elo CC. Entretanto, na ocorrência defaltas internas ao conversor, a capacidade de chaveamento das válvulas é comprome-tida e as ações de controle serão limitadas (DARWISH et al., 2006). Essa limitação doscontroladores é superada com a implementação de esquemas de proteção que nãodependam das ações de controle.

3.3.2.1 Proteção Diferencial de Corrente

Contemplando apenas um dos polos da estação, a Figura 20 exibe a zonaprotegida pela proteção diferencial de corrente da estação conversora. A zona seestende entre o enrolamento secundário do transformador de conversão no lado CA eentre o barramento de alta tensão incluindo os filtros e o barramento de neutro no ladoCC. Veja que o módulo de proteção diferencial recebe os valores das correntes de fase


medidos pelos TC no lado alternado e pelos transdutores de corrente instalados nobarramento de alta tensão CC e barramento de neutro CC do polo.

Figura 20 – Zona Protegida pela Proteção Diferencial de Corrente da Estação

Fonte – O autor

A proteção diferencial atua detectando curto-circuitos internos aos conversorese faltas à terra dentro das estações conversoras. As faltas internas ao conversor sãodetectados pela comparação entre a maior corrente alternada que está entrando noconversor e a corrente CC na saída do conversor. Faltas à terra são detectadas pelacomparação entre a corrente medida no transdutor na saída do filtro e no transdutor nobarramento do neutro.

Tanto um curto-circuito interno ao conversor quanto uma falta monofásica emum ponto entre o transformador de conversão e o grupo de válvulas resultará emuma aumento na corrente alternada. De acordo com Darwish et al. (2006), é possívelestabelecer uma relação entre a corrente CC e as correntes alternadas. Para evitarque a proteção diferencial da estação conversora atue para as faltas monofásicas amontante das válvulas, ela usa um esquema de detecção que compara a maior correnteCA com as correntes CC medidas no barramento de alta tensão saindo do conversor eno barramento de neutro. A proteção é ativada se a seguinte relação for atendida:

Iac >

[0, 5 + 0, 2

(IdIdn

)]Idn, (3.5)

em que,

• Iac - é a máxima corrente alternada a que o conversor esta submetido;


• Id - é a corrente CC no barramento de alta tensão do conversor;

• Idn - é a corrente CC no barramento de neutro do conversor;

A Equação (3.5) tem sido considerada um indicador confiável para detectarfalhas internas pela proteção diferencial (DARWISH et al., 2006). A atuação do sistemade proteção para faltas internas ao conversor geralmente não leva em conta coorde-nação com outras proteções, visto que é essencial que a detecção e atuação sejafeita antes que a válvula seguinte entre em condução(ANDERSON, 1998), uma vezque essa condição implicará na ocorrência de uma falta trifásica . Os curto-circuitosinternos são eliminados pelo bloqueio do conversor e abertura dos disjuntores CA.

O segundo objetivo da proteção diferencial é detectar faltas à terra dentroda zona de proteção. Para tal, o sistema de proteção monitora as correntes CC nobarramento de alta tensão na saída do filtro CC e no barramento de neutro. Essasmedidas são comparadas por uma filosofia de proteção diferencial e uma diferençasignificativa na magnitude dessas correntes indicando uma falta à terra (KUNDUR et al.,1994). Esse esquema de proteção possui duas funções uma com baixa seletividade deatuação rápida e uma com alta seletividade com atuação lenta.

O sistema de proteção executa as seguintes ações de controle para eliminaçãoda falta:

1 O comando do sistema é transferido para o controle redundante;

2 Na confirmação da situação de falha o conversor é bloqueado;

3 Os disjuntores CA do conversor em falta são abertos;

4 O polo é isolado em ambos os finais de linha.

Uma metodologia para determinação dos valores de referência a serem utiliza-dos pelo sistema de proteção é apresentada em Anderson (1998). Para a função debaixa seletividade o valor de referência é dado conforme a expressão:

IREF =

[0, 4 + 0, 2

(IdIdn

)]Idn. (3.6)

Se a corrente diferencial determinada pelo sistema de proteção for maior que o resul-tado da Equação (3.6) durante um intervalo de 3ms, a função de proteção rápida iráimediatamente atuar requerendo as ações de controle.


A parte lenta da proteção diferencial se baseia em dois sinais de referênciapara confirmar a ocorrência da falta e por isso é dita de maior seletividade. O primeirosinal de referência é determinado por:

IREF1 =

[0, 05 + 0, 2

(IdIdn

)]Idn. (3.7)

Caso a corrente diferencial exceda o valor determinado pela Equação (3.7) porum período de 25 ms o sistema entende como condição de falta e as ações de controlesão requeridas pela função de atuação lenta, um retardo de 80 ms é aplicado antes dopickup para evitar atuação devido a transitórios de dispositivos conectados a terra. Osegundo sinal de referência é calculado por:

IREF2 =

[0, 04 + 0, 15

(IdIdn

)]Idn. (3.8)

Se a corrente diferencial exceder o valor calculado pela Equação (3.8) por um intervalode 25ms, o sistema detecta como condição de falta e as ações de controle sãorequeridas pela função de atuação lenta, um retardo de 50ms é aplicado antes dopickup para evitar atuação devido a transitórios.

As proteções de linha CC e as proteções do lado CA atuam como proteção deretaguarda para proteção diferencial da estação conversora, logo deve haver coordena-ção entre elas.

3.3.3 Outras Funções de Proteção CC

Há ainda outros elementos, como os filtros ativos e eletrodos de aterramento,que constituem as estações conversoras e também necessitam ser protegidos. Entre-tanto, a literatura à respeito da proteção desses elementos é escassa e insuficientepara uma abordagem mais aprofundada.

3.3.3.1 Proteção de Subtensão CC

A zona de proteção para essa função envolve todo o sistema CC e seu objetivoé detectar faltas envolvendo a terra nas estações conversoras e nas linhas de transmis-são CC, atuando como proteção de retaguarda dessa última. A proteção de subtensãotambém atua como função de proteção principal para falhas no sistema de controleVDCOL (ANDERSON, 1998).

A condição de subtensão é apontada pelo sistema de proteção baseado emdois princípios bastante simples. O primeiro esquema de detecção se baseia namedição em tempo real da tensão CC na saída de linha e nos terminais dos dispositivosda estação conversora que estão submetidos a tensão CC, o valor medido é comparado


com um valor de referência e caso permaneça abaixo da referência durante um intervalode tempo pré-estabelecido a condição é acusada como verdadeira e a proteção irárequerer do sistema de controle as ações necessárias. No segundo método a proteçãoé acionada quando o ângulo de disparo α é maior que 80o e a corrente CC é superiorao maior valor de corrente permitido para o sistema (ARRILLAGA, 1998).

3.3.3.2 Proteção de Barramento do Neutro

A zona de proteção dessa função envolve todos os equipamentos conectadosao barramento de neutro, como o eletrodo de aterramento ou a linha de neutro que co-necta as estações conversoras. Essa proteção tem por objetivo detectar uma condiçãode circuito aberto dos elementos conectados ao barramento de neutro e a malha deaterramento. Quando não aterrado o barramento de neutro fica sujeito a sobretensão,que é uma situação de operação indesejada para o sistema, e é justamente essacondição utilizada para detecção desse problema.

3.3.3.3 Proteção dos Harmônicos e Filtros

Os harmônicos são uma consequência natural do processo de conversão, deacordo com Zhang & Asplund (1994), podem se propagar tanto pela linha CA quantopela linha CC. A propagação de harmônicos proporciona redução na qualidade daenergia elevando o nível de perdas e podendo provocar interferência eletromagnéticanos sistemas de comunicação. A instalação de filtros em ambos os lados do sistemaajuda a mitigar esse problema.

Anderson (1998) explica que essa função de proteção tem por objetivo detectaros níveis de harmônicos gerados no sistema e proteger os filtros contra sobrecarga. Oprincípio de funcionamento da proteção dos harmônicos se baseia no monitoramentoda forma de onda da corrente e após a decomposição desta pela série de Fourier aamplitude dos sinais é comparada com um valor de referência estabelecido. Os filtrossão protegidos de sobrecarga através de uma proteção de sobrecorrente. Além destas,outras situações são monitoradas como condições de falta do sistema, temperaturados filtros e transitórios devido a chaveamentos e descargas atmosférica para proverdados adicionais para o sistema de proteção que pode vir a atuar devido a algumadessas condições (ZHANG; ASPLUND, 1994).

56

4 Filosofias de Proteção de Linha CC


Em geral, as linhas de transmissão de sistemas HVDC são particularmentelongas de modo a compensar os altos investimentos necessários à sua implementa-ção. Esses sistemas de transmissão operam com grandes blocos de potência o quetorna extremamente importante que sua operação seja realizada de forma confiávele segura. Para tanto, é necessário que o sistema de proteção seja capaz de detectare rapidamente eliminar as faltas baseando-se sempre nos princípios sensibilidade,confiabilidade e seletividade.

De acordo com Kunlun et al. (2011), as longas distâncias de transmissãoenvolvendo os sistemas HVDC fazem com que a probabilidade de faltas nas linhasaumentem drasticamente, de fato ele afirma que as empresas de transmissão deenergia relatam que pelo menos cerca de 50% das faltas nos sistemas de transmissãoCC ocorrem nas linhas de transmissão. Quando uma falta CC ocorre no sistema atensão de linha entra em colapso de modo que a corrente CC no retificador cresceenquanto no inversor tende a diminuir. Em tal situação, o sistema de controle no inversorirá reduzir o ângulo de disparo tanto quanto for necessário, em algumas situações,entrando, na região de retificação (β < 90o), na tentativa de manter a corrente doinversor constante e no seu valor normal de operação (NAIDOO; IJUMBA, 2004).Percebe-se então, que para faltas nas linhas CC, as ações do sistema de controle porsi só não são suficientes para diminuir a corrente de curto a zero, eliminando falta.Naidoo & Ijumba (2004), explicam em seu trabalho que a eliminação da corrente defalta é realizada levando ambos os conversores a atuarem na região de inversão assimque a proteção detecta a ocorrência de uma falta na linha. Forçando a operação naregião de inversão, a corrente no lado do retificador também tenderá a diminuir, talcomo no lado inversor.

Tradicionalmente a proteção das linhas de transmissão CC é composta pelaproteção de ondas viajantes, como sua função principal, e as proteções diferencial ede subtensão como funções de retaguarda (MOURINHO, 2016; ZHANG et al., 2012).Entretanto, para os sistemas de transmissão VSC-HVDC, segundo Mourinho (2016),esses esquemas de proteção tradicionais não são tão eficientes para esses sistemas.Em um outro artigo Baran & Mahajan (2007), destacam o fato de que dada as limitações,dos níveis de corrente e tensão, dos conversores VSC atuais, a tolerância ao nível e aduração da corrente de falta nesses sistemas é consideravelmente menor que nos CSC-HVDC. Logo, as faltas nos sistemas VSC-HVDC devem ser limitadas e interrompidas

Capítulo 4. Filosofias de Proteção de Linha CC 57

muito mais rapidamente.

Em sistemas de transmissão HVDC, uma corrente de falta fluindo na linha detransmissão é rapidamente suprimida pelo controle de corrente constante do sistema,portanto é essencial que o sistema de proteção tenha alta sensibilidade e respostarápida para as faltas (KIMBARK, 1971). Este capítulo tratará das proteções de linhatradicionalmente aplicadas aos sistemas HVDC abordando a teoria de ondas viajantese as funções de retaguarda. Em seguida, será abordado as alternativas de proteçõespara os sistemas VSC-HVDC.

4.2 Visão Geral da Teoria de Ondas Viajantes

A teoria de ondas viajantes diz que qualquer distúrbio nas linhas de transmissãoensejará na geração de ondas viajantes de tensão e corrente que se propagam a partirdo ponto de ocorrência do distúrbio para os terminais de retificação e inversão dosistema com velocidade que depende da indutância e capacitância da linha (MARX etal., 2013; ZHANG et al., 2011). Ainda segundo Zhang et al. (2011), as ondas viajantesgeradas por faltas contém informações suficientes para possibilitar uma rápida detecçãoe atuação do sistema de proteção.

Os métodos de detecção de faltas baseados nas ondas viajantes para atuaçãoda proteção em alta velocidade foi inicialmente proposto em 1978 (ZHANG et al., 2012apud DOMMEL; MICHELS, 1978) e, desde então, têm sido amplamente investigadosem muitas pesquisas, tanto para corrente alternada como para corrente contínua. Ossistemas HVDC atuais comumente os utilizam como função principal, pois estes jápermitem uma velocidade de detecção e atuação na ordem de poucos milissegundos.Na proteção CC esse esquema utiliza a variação da amplitude da tensão e sua taxa devariação para detecção de faltas (MOURINHO, 2016). Uma vez que a principal funçãode proteção das linhas CC é baseada nas ondas viajantes, faz-se necessário umacontextualização introdutória sobre os conceitos básicos da teoria de ondas viajantes.

É de conhecimento comum que, quando uma falta ocorre em uma linha detransmissão aérea, as mudanças bruscas na tensão e corrente no ponto de falta geramno sistema impulsos eletromagnéticos de alta frequência, chamados ondas viajantesos quais propagam na linha em ambas as direções a partir do ponto de falta. Essestransitórios se propagam através das linhas e são refletidos nos terminais segundo asleis do Diagrama de Redes de Bewley (NAIDOO; IJUMBA, 2004; ELHAFFAR, 2008-03-25). O circuito equivalente da Figura 21 representa um segmento de comprimento ∆x

de uma linha de transmissão cujos parâmetros resistência R, indutância L, capacitânciaC e condutância G da linha são dados por unidades de comprimento.


Figura 21 – Circuito equivalente de um segmento de uma linha de transmissão.

Fonte – (MARX et al., 2013)

Aplicando ao circuito da Figura 21 às Lei de Krichhoff para tensão e corrente,obtém-se respectivamente as Equações (4.1) e (4.2).

v(x, t) = R ·∆x · i(x, t) + L ·∆x · ∂i(x, t)∂t

+ v(x+ ∆x, t), (4.1)

i(x, t) = G ·∆x · v(x+ ∆x, t) + C ·∆x · ∂v(x+ ∆x, t)

∂t+ i(x+ ∆x, t). (4.2)

Operando as Equações (4.1) e (4.2) e aplicando o limite ∆x → 0, têm-se asEquações (4.3) e (4.4) que determinam tensão e corrente como uma função da posiçãox e tempo t.

∂v(x, t)

∂x= −L · ∂i(x, t)

∂t−R · i(x, t), (4.3)

∂i(x, t)

∂x= −C · ∂v(x, t)

∂t−G · v(x, t). (4.4)

O equacionamento da onda viajante de tensão devido a ocorrência de umdistúrbio é dada derivando a Equação (4.3) em relação a x, e a Equação (4.4) emrelação a t, dessa forma tem-se:

∂2v(x, t)

∂x2= −R · ∂i(x, t)

∂x− L · ∂

2i(x, t)

∂x∂t, (4.5)

∂2i(x, t)

∂x∂t= −G · ∂v(x, t)

∂t− C · ∂

2v(x, t)

∂t2. (4.6)


Substituindo as Equações (4.4) e (4.6) em (4.5) obtém-se a equação de ondada tensão:

∂2v(x, t)

∂x2= LC

∂2v(x, t)

∂t2+ (RC +GL)

∂v(x, t)

∂t+GR · v(x, t). (4.7)

Realizando um procedimento similar, porém desta vez tomando as derivadasdas Equações (4.3) e (4.4) com relação a t e a x, respectivamente, é possível chegar aequação a onda de corrente mostrada na Equação (4.8).

∂2i(x, t)

∂x2= LC

∂2i(x, t)

∂t2+ (RC +GL)

∂i(x, t)

∂t+GR · i(x, t). (4.8)

As Equações (4.7) e (4.8) são as equações de onda de tensão e corrente,respectivamente, para uma linha de transmissão considerando as perdas e atenuaçõesda onda ao se propagar pela linha. Entretanto, a compreensão das ondas viajantes emuma linha de transmissão se torna muito mais simples considerando uma linha semperdas, de modo que a equação que descreve o comportamento da onda viajante podeser simplificada levando-se em conta que em uma linha sem perdas a resistência R econdutância G são zero (ELHAFFAR, 2008-03-25). Assim, as Equações (4.3) e (4.4)podem ser reescritas como:

∂v(x, t)

∂x= −L · ∂i(x, t)

∂t, (4.9)

∂i(x, t)

∂x= −C · ∂v(x, t)

∂t. (4.10)

Considerando a linha sem perdas e assumindo que a solução em regimepermanente seja v(x, t) = Zci(x, t) é possível determinar a impedância característicada linha:

Zc∂i(x, t)

∂x= −L · ∂i(x, t)

∂t, (4.11)

∂i(x, t)

∂x= −ZcC ·

∂i(x, t)

∂t. (4.12)

Dividindo a Equação (4.11) pela Equação (4.12),

Zc =L

Zc · C, (4.13)

Zc =

√L

C. (4.14)


Zc é a impedância característica de uma linha sem perdas e implica que as ondas decorrente e tensão viajam pela linha sem alterar sua forma.

Derivando ambos os termos da Equação (4.9) com relação a x os termos daEquação (4.10) com relação a t, tem-se o surgimento de ”∂2i(x, t)/∂t∂x”:

∂2v(x, t)

∂x2= −L · ∂

2i(x, t)

∂t∂x, (4.15)

∂2i(x, t)

∂x∂t= −C · ∂

2v(x, t)

∂t2. (4.16)

Substituindo a Equação (4.16) em (4.15):

∂2v(x, t)

∂t2=

1

LC· ∂

2v(x, t)

∂x2. (4.17)

De modo análogo, tomando-se a derivada de ambos os termos da Equação(4.9) com relação a t e da Equação (4.10) com relação a x, e fazendo as substituiçõespertinentes, tem-se:

∂2i(x, t)

∂t2=

1

LC· ∂

2i(x, t)

∂x2. (4.18)

As Equações (4.17) e (4.18) são as equações de onda viajante da tensãoe corrente ao longo da linha. Uma solução para essa equação é uma função de(x − vt), de modo que a solução generalizada para a onda de tensão e corrente,respectivamente, pode ser escrita como:

v(x, t) =1

2[fi(x− νt) + fr(x+ νt)] , (4.19)

i(x, t) =1

2 · Zc[fi(x− νt) + fr(x+ νt)] . (4.20)

Em que,

• fi(x− νt) é uma função que descreve a onda propagando no sentido positivo doeixo x, usualmente chamada onda incidentes;

• fr(x+ νt) é uma função que descreve a onda propagando no sentido negativo doeixo x, usualmente chamada onda refletidas;

• ν é a velocidade de propagação da onda, dada por ν = 1√LC

;

• Zc é a impedância característica;


• x é a distância do ponto de medição da onda viajante até a falta.

É possível então, por eliminação, calcular os valores das ondas que se pro-pagam no sentido positivo da linha, Si, e das que se propagam no sentido negativoda linha, Sr, considerando o sentido positivo de propagação como sendo do terminalretificador para o terminal inversor. A partir das mudanças na tensão e corrente noponto de medição, é possível reescrever as Equações (4.19) e (4.20) em termos dev(x, t) e i(x, t):

Si(t) = fi(x− νt) = v(x, t) + Zc · i(x, t), (4.21)

Sr(t) = fr(x+ νt) = v(x, t)− Zc · i(x, t). (4.22)

Quando uma falta ocorre na linha de transmissão as ondas Si e Sr geradas poresse distúrbio se propagam a partir do ponto de falta x para as extremidades da linhacom velocidade ν, tal como mostrado na Figura 22.

Figura 22 – Direção das Ondas Viajantes Durante uma Falta.

Fonte – (NAIDOO; IJUMBA, 2004) - Adaptado pelo autor.

Ao se deparar com um ponto de descontinuidade, uma parte da onda é refletidae a outra pode passar para a outra parte do sistema dependendo da razão dascaracterísticas de impedância no ponto de descontinuidade, essa relação é conhecidacomo coeficiente de reflexão Kr e é expresso por (NAIDOO; IJUMBA, 2004):

Kr = ±Zt − ZcZt + Zc

. (4.23)

Em que Zt é a impedância da descontinuidade e Zc é a impedância característica dalinha.


O Diagrama de Rede de Bewley (Bewley’s Lattice Diagram) é uma represen-tação das sucessivas reflexões das ondas geradas no instante da falta. Ela mostra aposição e a direção de cada onda viajante. Considerando que no ponto da falta ocorrareflexão total da onda, a Figura 23 apresenta o Diagrama de Rede em queKra e Krb sãoos coeficientes de reflexão na estação retificadora e inversora, respectivamente, e τa eτb os tempos de propagação da onda do ponto de falta até o ponto de descontinuidade.

Figura 23 – Diagrama de Rede de Bewley.


4.3 Proteção por Ondas Viajantes

Esse esquema de proteção se baseia na detecção das sucessivas reflexõesdas ondas viajantes. Para compreender o princípio de funcionamento desse métodoconsidere a Figura 24, na qual é apresentada uma linha de transmissão CC emque o ponto A é o terminal retificador e B o terminal inversor. Assumindo que umafalta acontece nessa linha de transmissão a uma distância de Df quilômetros daestação retificadora, o diagrama de rede de Bewley para essa falta também presentena Figura 24 mostra as sucessivas reflexões e frações das ondas viajantes que surgemdevido a essa falta.

Os valores instantâneos das ondas incidentes e refletidas chegando e saindodo terminal A pode ser determinado através das Equações (4.21) e (4.22). Analisando odiagrama de Bewley da Figura 24 nota-se que a primeira frente de onda vr1, propagando


Figura 24 – Diagrama de Rede de Bewley para uma falta na linha de transmissão.


no sentido negativo da linha, chega no terminal A e é refletida como vi2,uma ondapropagando no sentido positivo da linha, que é novamente refletida no ponto de faltaem direção ao terminal A como uma onda vr3 propagando no sentido negativo da linha.É fácil perceber que o intervalo de tempo tD entre a reflexão da onda viajante na formade vi2 e a chegada da frente de onda na forma de vr3 é diretamente proporcional adistância entre o ponto de medição e o ponto de falta. Logo, se determinado tD épossível determinar a distância de A até a falta através da Equação 4.24 (NAIDOO;IJUMBA, 2005):

Df =ν · tD

2. (4.24)

A determinação correta do intervalo de tempo tD requer a diferenciação de qualfrente de onda que retorna da falta é a vr3 dentre todas as outras frentes de onda quechegam ao terminal A. Para isso, emprega-se a utilização do valor médio obtido a partirde uma função de correlação cruzada (CCF - Cross-correlation function), propostapor Naidoo & Ijumba (2005). Considerando a falta da Figura 24, a onda vi2 que saido terminal A no instante τ1 será refletida no ponto de falta e retornará ao ponto demedição após o decorrer de duas vezes o tempo de propagação da onda de A atéa falta. Assim, para que tD seja calculado corretamente a partir da mesma frente deonda que saiu do terminal A, foi refletida no ponto de falta e retornou a A, é preciso que


a função de correlação seja realizada entre um sinal de onda que está chegando aoterminal A, Sr, e um sinal de onda Si atrasado, como dado pela relação a seguir:

φ(τ) =1

N

N∑k=1

[(Sr(k∆t+ τ)− Sr

)·(Si(k∆t)− Si

)]. (4.25)

Em que ∆t é o intervalo de amostragem, N é a janela ou número de pontos por amostrae Si e Sr são os valores médios em seus respectivos grupos de amostra. O coeficientede reflexão Kr, dado pela Equação (4.23), no ponto de falta é negativo o que implica emvi2 e vr3 com polaridades opostas. Assim, para que vr3 seja responsável pelo máximona função CCF, o negativo do primeiro sinal de onda (Si) saindo do terminal A medidoapós iniciar o processo de correlação será tomado como valor base para os cálculos naEquação (4.25). O tempo associado ao valor máximo da Equação (4.25) pode entãoser considerado igual ao intervalo de tempo tD para determinar a distância entre oponto de medição e a falta através da Equação (4.24) (NAIDOO; IJUMBA, 2005).

A metodologia proposta com base na falta considerada na Figura 24 é parauma linha de transmissão CC monopolar. Entretanto, conforme o exposto por Zhanget al. (2011), para uma topologia de rede CC do tipo bipolar, o acoplamento existenteentre os dois polos do sistema faz com que distúrbios, que ocorram em um dospolos, induzam surtos no polo vizinho e como resultado erros são introduzidos noprocesso de correlação das ondas viajantes, podendo levar o sistema de proteção aatuar indevidamente. Um sistema HVDC bipolar, entretanto, pode ser desacoplado,através do método de análise modal, em duas redes monopolares contendo cada umduas componentes modais independentes, uma componente modal de terra e umacomponente modal do polo.

A decomposição modal do sistema bipolar é apresentada por Zhang et al.(2011) de forma que, para a onda viajante, Sr, que chega no ponto de medição doterminal A, a componente modal de terra pode ser representada como:

Se(t) =Sr1(t) + Sr2(t)

2. (4.26)

Sendo Sr1 e Sr2 as ondas viajantes que chegam ao ponto de medição do polo 1 e dopolo 2, respectivamente.

A componente modal dos polos para a mesma situação são dadas como segue(ZHANG et al., 2011):

Sp1(t) =Sr1(t)− Sr2(t)

2. (4.27)

Sp2(t) =Sr2(t)− Sr1(t)

2. (4.28)


As componentes modais das ondas viajantes que saem do terminal A, Si,podem ser determinadas de forma análoga.

Para selecionar em qual dos polos ocorreu a falta, é feita uma comparação daspolaridades das componentes modais de polo e terra. Como pode ser observado daEquação (4.28), Sp1 e Sp2 devem ter polaridades opostas e o polo que tiver componentemodal com sinal igual ao de Se é selecionado como polo sob condição de falta. Essessinais serão usados para determinação de tD através da função de correlação φ(τ) e osistema de proteção atuará apenas para esse polo, garantindo assim a seletividade daproteção (ZHANG et al., 2011).

Perceba que o sistema de proteção irá entender que ocorreu uma falta quandoa distância do ponto de medição no terminal A até a falta , Df , for menor que o alcanceda zona de proteção de distância, Ds, ou seja:

Df < Ds. (4.29)

O fluxograma da Figura 25 mostra o algoritmo proposto por Naidoo & Ijumba(2005) para que o sistema de proteção utilize a metodologia apresentada para locali-zação de falta na linha de transmissão CC. O processo de detecção de falta iniciaráquando um sinal de inicialização da proteção é ativado. Esse sinal é necessário paraque o algoritmo de proteção permaneça estável e não provoque falha de atuaçãodurante condições normais de operação (NAIDOO, 2005). Naidoo & Ijumba (2005)adotam como sinal de inicialização o produto da variação na tensão (∆V ) e corrente(∆I) na estação conversora. Esse produto será positivo em condições normais deoperação e negativos quando ocorre uma falta na linha a jusante do ponto de medição.Os autores chamam a atenção para o fato de que pequenos valores negativos podemsurgir na energização da linha e de equipamentos instalados nas estações converso-ras devido ao tempo de resposta do sistema. Uma tolerância (κ) deve, portanto, serestabelecida acima desses pequenos valores. Como esses sinais negativos surgemdevido as características do sistema, a escolha do valor adequado deve ser feita combase na simulação de um modelo apropriado do sistema HVDC a ser protegido.

Uma vez disparado o sinal de inicialização da proteção, esse permaneceráativo até que a tensão de linha CC retorne a uma porcentagem do valor pré-falta emantenha esse valor por um período de tempo especificado. Quando o sistema deproteção é inicializado o grupo de amostra de Si da primeira onda saindo do terminalé armazenado e então correlacionado com os valores de Sr chegando ao ponto demedição para determinar tD e então calcular Df . Sendo Df menor que Ds a falta édetectada imediatamente, se não, um tempo de espera (tr) é acionado. Caso o sinalde inicialização da proteção ainda esteja ativo ao final de tr uma falta também seráacusada, do contrário o sistema de proteção será resetado.


Figura 25 – Fluxograma do Método de Detecção de Falta.


Note que o tempo de espera tr permite que a proteção isole o sistema HVDCpara faltas que ocorram fora da linha de transmissão CC, pois curtos-circuitos nosistema CA irão retornar uma distância da falta Df igual ao comprimento da linha CC.Devido a esse fenômeno e aos erros inseridos no processo de amostragem e nospróprios transdutores, a sensibilidade dessa metodologia de proteção não atinge todo ocomprimento da linha de transmissão CC, de modo que o alcance da zona de proteçãoDs é adotado tipicamente entre 80 a 90% desse valor. A proteção não é realmenteprejudicada, uma vez que as faltas localizadas nos 10 a 20% restantes da linha serãoeliminadas após tr expirar, entretanto, o tempo até a extinção da falta será maior.


4.3.1 Otimização da Localização de Faltas Usando Sistemas de Tele-

comunicações

Em geral, os sistemas de transmissão HVDC possuem métodos de comunica-ção entre as estações conversoras, que são empregados para garantir a performancedo sistema de controle. Uma forma simples de aprimorar a metodologia de proteção,apresentada anteriormente, é tê-la instalada em ambas as estações, retificadora einversora, com as informações sobre a falta transmitida entre as estações conversorasatravés do sistema de telecomunicações (NAIDOO; IJUMBA, 2005).

O uso da estrutura de telecomunicação permite que o sistema detecte faltasmais rapidamente, uma vez que faltas localizadas além do alcance Ds serão identifica-das pelo terminal inversor, impedindo que o tempo tr seja iniciado para esses casos, adetecção ainda seria feita pelo algoritmo proposto no fluxograma da Figura 25. Como oprocesso de correlação deve ocorrer em ambas as estações e esse é dependente docomprimento da linha de transmissão, essa metodologia ainda pode levar a atrasosindesejados na atuação da proteção.

A partir da infraestrutura de telecomunicações e da tecnologia GPS (GlobalPositioning System), é possível fazer uso de um método mais rápido e simples dedetecção de falta (NAIDOO; IJUMBA, 2005). Considerando novamente uma falta eseu respectivo diagrama de Bewley, tal como ilustrada na Figura 24, os instantesde chegada da primeira frente de onda, gerada pela falta, τA1 e τB1, no terminalretificador e inversor, respectivamente, são medidos com base na hora do sistemaGPS e transmitidos de uma estação para a outra. Com base nessas informações econhecendo o comprimento da linha (`), bem como sua indutância (L) e capacitância(C), as distância de um terminal até o ponto de falta pode ser calculada com errosmínimos a partir das Equações 4.30.

Df =`+ ν × (τa − τb)

2. (4.30)

Em que DA é a distância da estação retificadora até o ponto de falta. Determinado Df ,esse é comparado com o alcance Ds do sistema de proteção, de modo que uma falta éidentificada quando a comparação da 4.29 é verdadeira.

Considerando um sistema de topologia monopolar, uma possível implemen-tação do sistema de detecção de falta empregando telecomunicação é apresentadonas Figuras 26 e 27. A partir de um sinal de inicialização do sistema de proteção,tal como ∆V · ∆I, a estrutura de telecomunicação é testada, e caso esteja ativa, oinstante de chegada das primeiras ondas viajantes τA1 e τB1, nos terminais retificador einversor, respectivamente, são determinados com base no horário do sistema GPS. Emseguida, a informação de τB1 é transferida para o terminal retificador, onde o sistema de


proteção acusará ou não a ocorrência de uma falta na linha CC. Uma vez que o sistemade proteção só atuará quando o sinal de inicialização, ∆V ·∆I, sensibilizar o sistemade proteção em ambas as estações, pode-se afirmar que a falta estará localizada nalinha de transmissão. Essa metodologia permite que o alcance da proteção possa sersobredimensionado para garantir a detecção de faltas em qualquer ponto da linha detransmissão. Vale destacar também que faltas externas são grandemente atenuadas eas baixas magnitudes da variação de tensão e corrente não são suficientes para ativaro sistema de proteção (NAIDOO; IJUMBA, 2005).

Figura 26 – Fluxograma do Método de Detecção de Falta com Telecomunicaçõesna Estação Inversora.


A partir da Figura 26 nota-se que, na estação inversora, o sistema de proteçãoprecisa ser equipado apenas com um dispositivo de inicialização da proteção e outrocapaz de detectar o tempo de chegada da onda incidente, gravá-lo e enviá-lo para opolo remoto (estação retificadora). Como pode ser visto na Figura 27, ambas as ondasviajantes no retificador e inversor devem ser detectadas dentro de um intervalo de tempoτ , geralmente um pouco maior que o tempo de propagação da onda de um terminal aooutro. Uma das vantagens dessa metodologia é que nenhum processamento de sinalmais complexo, como a função de correlação CCF, precisa ser realizada. Entretanto,


Figura 27 – Fluxograma do Método de Detecção de Falta com Telecomunicaçõesna Estação Retificadora.


as longas distâncias envolvendo a transmissão de energia em corrente contínua podeinviabilizar economicamente um sistema de comunicação.

Para sistemas bipolares, a mesma consideração e aplicação da análise modalpode ser feita sem prejuízo na performance da proteção. Um sistema de proteçãocompleto, baseado na localização de falta para um sistema com topologia bipolar, éapresentado na Figura 28. Quando o sinal de inicialização da proteção é ativado, acondição 1 se torna verdadeira, a transformação modal dos sinais é realizada e oprocesso de detecção de falta é iniciado. Se qualquer um dos dois métodos detectara falta, a condição 2 se torna verdadeira e a polaridade da componente modal deterra será utilizada para determinar qual polo esta sob condição de falta. O polo compolaridade semelhante à componente modal de terra será desenergizado. Se após


um tempo de espera o sinal de inicialização, ∆V ·∆I, da proteção ainda estiver ativo,o segundo polo do sistema também é desenergizado, retirando todo o elo CC deoperação.

Figura 28 – Fluxograma do Sistema de Detecção de Falta Completo.


4.4 Proteção por Derivação de Tensão

O esquema de proteção por derivação de tensão é designada para funcionarcomo função de proteção principal e é uma das mais comumente empregadas nossistemas HVDC. Assim como a metodologia baseada na localização de falta, essafunção de proteção também se baseia no princípio das ondas viajantes (NAIDOO;IJUMBA, 2005).

Quando um curto-circuito acontece na linha de transmissão CC, as ondasviajantes geradas por essa falta fazem com que a tensão e corrente de linha CCaumentem e diminuam com uma certa taxa de variação. Os gradientes de tensão ecorrente dessas ondas proporcionam as bases necessárias para uma rápida detecçãoe discriminação da falta. A partir da análise modal, já apresentada na seção 4.3, épossível determinar se a falta é bipolar ou monopolar e quais os polos envolvidos(NAIDOO, 2005; ARRILLAGA, 1998).


Segundo Arrillaga (1998), a localização da falta e as características da linhasão os elementos que mais influenciam na magnitude da sobretensão provocada pelafalta nos terminais. Entretanto, o sistema de controle do conversor tem pouca ounenhuma influência nas primeiras frentes de onda refletidas nos terminais, as quaisem geral apresentam os maiores picos de sobretensão. Ainda de acordo com Arrillaga(1998), no terminal retificador, a taxa da queda de tensão é maior para faltas na linhade transmissão CC do que para faltas no conversor ou no sistema CA. Contudo, faltasde alta impedância ou faltas próximas ao terminal inversor em linhas muito longas,informações obtidas exclusivamente das magnitudes e derivação das tensões podemnão ser suficientemente confiáveis.

Assim que o sinal de inicialização da proteção é ativado devido a ocorrência deuma falta, o sistema de proteção realiza medição das tensões e correntes CC e, deforma simultânea, é determinado a variação da amplitude ∆Vcc a partir de seu valorpré-falta e a taxa de variação na tensão dVcc/dt que é obtido a partir de um circuitoderivador ou um algoritmo apropriado. Se esses dois parâmetros excederem o limiteestabelecido, a variação na amplitude da corrente ∆icc também será avaliada. Casoeste último exceda seu limite, a proteção irá atuar (KUNLUN et al., 2011; MOURINHO,2016). Essa filosofia de proteção pode então ser resumida nas Equações de (4.31) a(4.34).

dVccdt

> 0, 175 pu, (4.31)

∆Vcc > 0, 4 pu, (4.32)

∆icc > 0, 15 pu no retificador, (4.33)

∆icc > 0, 4 pu no inversor. (4.34)

Os limites apresentados nas Equações (4.31) a (4.34) foram sugeridos porKunlun et al. (2011) e podem sofrer alterações de acordo com as característicasparticulares de cada sistema de transmissão. Desta forma, Mourinho (2016) sugereque esses sejam tomados como estimativa inicial para o estudo de coordenação daproteção que determinará os valores finais. Além disso, ele destaca que a taxa devariação da tensão dVcc/dt é bastante dependente da impedância de falta, de modoque, para faltas de alta impedância ou linhas muito longas a proteção pode não sersensibilizada.

4.5 Proteção de Subtensão

A proteção de subtensão foi desenvolvida para responder a afundamentosde tensão e detectar faltas de alta impedância e faltas próximas à estação inversora


(NAIDOO, 2005; MOURINHO, 2016). Este esquema proporciona uma boa faixa deproteção, sendo normalmente empregado como proteção de retaguarda na estaçãoretificadora (KUNLUN et al., 2011).

Segundo Naidoo (2005) e Mourinho (2016), é preciso considerar, no ajuste dosníveis de tensão, os chaveamentos ou transitórios de tensão não provocados por faltapara que esses não levem o sistema a atuar indevidamente. A proteção de subtensãoé composta por dois critérios, a taxa de variação da tensão e a baixa tensão CC. Dessaforma, a sensibilização da proteção se dá segundo as Equações (4.35) e (4.36).

dVccdt

> 0, 175 pu, (4.35)

|Vcc| < 0, 25 pu. (4.36)

Note que a taxa de variação de tensão dVcc/dt é especificada tal como na proteçãopor derivação de tensão e o nível de afundamento de tensão para sensibilizaçãoda proteção é também bastante baixo. Quando esses dois limites são excedidossimultaneamente, a proteção de subtensão é sensibilizada. Para que haja coordenaçãocom a função principal, um tempo de espera é acionado e caso a proteção principalnão elimine a falta nesse intervalo, a proteção de subtensão atuará. O tempo de atrasodessa função é normalmente estabelecido como 50 ms (KUNLUN et al., 2011).

Kunlun et al. (2011) sugerem que um sinal de bloqueio de tensão seja ativadopara evitar erros de operação provocados por transitórios de chaveamento dos con-versores. Nessa situação, o nível de tensão |Vcc| só seria avaliado caso dVcc/dt fosseexcedido. Entretanto vale ressaltar que tal condição, assim como na proteção porderivação de tensão, prejudicaria a detecção de faltas de alta impedância ou próximasà estação inversora em linhas muito longas.

O tempo de resposta dessa proteção pode ainda ser otimizado para faltas maispróximas da estação retificadora. Para tanto, Naidoo (2005) ajusta a sensibilidade daproteção em um valor pouco abaixo da menor tensão de operação normal aceitável eque o esquema de proteção seja implementado com múltiplos níveis de subtensão etempo de operação. Dessa forma, o tempo de reposta para afundamentos de tensãomais críticos será reduzido.

4.6 Proteção Diferencial de Corrente

A proteção diferencial em linhas de transmissão em corrente contínua é usu-almente empregada como proteção de retaguarda e segue basicamente a mesmafilosofia utilizada nos sistemas CA, ou seja, as faltas são detectadas com base namedição e comparação entre os sinais de corrente na saída da estação retificadora e


na entrada da estação inversora (NAIDOO; IJUMBA, 2005; MOURINHO, 2016). Assim,se a corrente diferencial (diferença entre a corrente que entra e sai da zona protegida)exceder um limite por um período de tempo pré-definido o sistema de proteção atuaemitindo um sinal de desligamento da linha.

Essa função é projetada para operar em faltas que as outas funções normal-mente não detectariam. É um método relativamente simples de detecção de faltas e seajustado corretamente, proporciona um sistema de proteção com alta confiabilidade esensibilidade (KUNLUN et al., 2011).

Naidoo & Ijumba (2005) chamam a atenção para uma desvantagem que deveser levada em consideração no momento do ajuste da proteção. Devido aos extensoscomprimentos geralmente utilizados nas linhas de transmissão CC, diferenças decorrente ocorrem naturalmente no sistema, principalmente, por variações de tensãoe fugas de corrente. Mourinho (2016) e Kunlun et al. (2011) também relatam esseproblema e sugerem que o critério que indicação condição de falta leve essas diferençasem consideração. O limite sugerido por Kunlun et al. (2011) na Equação (4.37) podevariar de acordo com as características internas do sistema, como condições dosisoladores e tipos de cabos dentre outros, e serve como parâmetro inicial no estudode coordenação do sistema de proteção. Esse limite, entretanto, deve ser ajustado nomenor valor possível, pois ele reduz a capacidade da proteção de atuar para faltas dealta impedância.

|Iccret | − |Iccinv| > 0, 05 pu. (4.37)

A Equação (4.37) é significativamente influenciada por transitórios não geradospor faltas na linha de transmissão CC. Nesse sentido, Kunlun et al. (2011) sugerem autilização de um sinal de inicialização da proteção para impedir operações incorretas.Além disso, por se tratar de uma função de retaguarda, o tempo de atraso de 500msé geralmente adotado para garantir coordenação com a função de proteção principale de subtensão. Esse tempo também permite que o processo de comunicação entreestações conversoras seja concluído adequadamente.

As informações de corrente entre um terminal e outro é transmitida através dosistema de telecomunicação e, portanto, o tempo de propagação da informação de umaestação a outra influencia grandemente no tempo de resposta dessa função, devendoser levado em consideração na determinação do tempo de atraso adotado. Isso implicaem uma grande desvantagem para esse método pois a confiabilidade da proteção estádiretamente relacionada com a confiabilidade da infraestrutura de comunicação.


4.7 Proteção de Sobrecorrente Com Restrição de Tensão

Dada as limitações físicas dos dispositivos semicondutores que compõem osVSC, a corrente de falta suportada é muito menor que nos conversores a base de tiristor,cerca de duas vezes a corrente nominal do conversor. Para impedir maiores danos àsestações conversoras os curtos-circuitos em uma linha de transmissão CC, alimentadapor conversores do tipo VSC, devem ser eliminadas muito mais rapidamente.

A proteção de sobrecorrente com restrição de tensão foi inicialmente propostapor Baran & Mahajan (2007) para atuar como função de proteção principal. No trabalho,os autores demonstram que a função de sobrecorrente com restrição de tensão é umesquema de proteção veloz e eficiente para linhas de transmissão CC baseados emconversores fonte de tensão. Nela a corrente de linha CC e a tensão sobre o capacitordo conversor VSC são monitoradas. Se o módulo da corrente exceder um ajustepré-definido e permanecer violando essa condição durante um intervalo de tempoespecífico, a função de proteção irá atuar emitindo um sinal de desligamento da linha.Um estágio de restrição de tensão é adicionado para aumentar a confiabilidade desseesquema de proteção, em que a função de proteção só acusará uma falta na linha sealém da sobrecorrente o módulo da tensão de linha for menor que o limite estabelecido.

Mourinho (2016) sugere que os valores de ajustes dessa proteção estejam emtorno daqueles indicados nas Equações (4.38) e (4.39). Vale ressaltar que o pick-up desobrecorrente não pode ser superior a capacidade de condução do cabo que compõema linha.

|Icc| > 1, 25 a 1, 5 pu. (4.38)

|Vcc| < 0, 8 pu. (4.39)

Sendo, |Icc| o módulo da corrente de linha CC e |Vcc| o módulo da tensão de linha CCmonitorados. É importante salientar que depende do tamanho e dos parâmetros dalinha de transmissão em corrente contínua, os valores dos ajustes podem mudar deacordo com a necessidade de coordenação ou sensibilidade do sistema de proteção(BARAN; MAHAJAN, 2007; MOURINHO, 2016).

4.8 Proteção Direcional de Corrente

Segundo Song et al. (2013) , devido ao fato de o cabo comumente empregadona construção das linhas de transmissão em sistemas VSC-HVDC ter seus parâmetrosdependentes da frequência a confiabilidade das funções de proteção é seriamentecomprometida. Apesar de a proteção diferencial de corrente ser muito utilizada em


sistemas alternados, sua utilização em sistemas de transmissão em corrente contínua,mesmo que como uma função retaguarda, ainda apresenta alguns problemas a seremsolucionados, como as fuga de corrente devido ao efeito capacitivo e a dificuldade de seestabelecer um ajuste aceitável. Além disso, o elevado tempo de retardo dessa funçãode proteção não atinge os requerimentos de velocidade para atuação adequada emsistemas com conversores fontes de tensão. Assim, a proteção direcional de correntefoi inicialmente proposta por Song et al. (2013) com o intuito de aumentar a segurançade operação da proteção em sistemas HVDC com conversores fontes de tensão.

O princípio de funcionamento é bastante simples e prático, apresenta a van-tagem de não depender do modelo matemático exato da linha, além de não sofrerinfluência dos parâmetros dependentes de frequência dos cabos ou das capacitânciasdistribuídas ao longo da linha. Essa metodologia se baseia na variação da corrente nosdois extremos da linha (MOURINHO, 2016). Essa função ainda é capaz de identificarefetivamente se as faltas são internas ou externas apenas usando a componente defalta da corrente em ambas as estações conversoras (SONG et al., 2013). Uma vez queesse método necessita de informações de ambos os extremos da linha para identificara falta, canais de comunicação devem ser implementados para esse fim. Apesar disso,Song et al. (2013) afirmam que baixas velocidades de comunicação são capazes deatender satisfatoriamente os requerimentos para essa função e que a mesma nãonecessita de altas taxas de sincronização de informações ou de amostragem.

Durante o período transitório, como consequência de uma falta interna ouexterna, a corrente e a tensão na linha de transmissão CC irão sofrer alterações. Éfácil perceber que independente da localização da falta no sistema, a corrente de curto-circuito provocará um afundamento de tensão na linha de transmissão CC. Entretanto,as características de mudança da corrente é diferente para faltas internas e externas(SONG et al., 2013).

Segundo Mourinho (2016), o circuito representando o sistema de transmissãoem corrente contínua é linear e, de acordo com o Teorema da Superposição, naocorrência de uma falta, esse pode ser dividido em duas partes: uma representando osistema em condições normais de operação e outra representado o sistema durante afalta. A Figura 29 mostra um diagrama esquemático do polo positivo de um sistema detransmissão VSC-HVDC durante sua operação normal, na qual IK e UK são a correntee tensão medidos na estação retificadora e IM e UM são a corrente e tensão medidosna estação inversora. O sentido da corrente é adotado positivo para correntes entrandona linha de transmissão CC, o sentido real da corrente contína é representada pelaflecha interna Icc.

A Figura 30 mostra o diagrama esquemático que representa o sistema VSC-HVDC durante um curto-circuito. ZK e ZM são as impedâncias equivalentes vistas


Figura 29 – Representação do polo positivo do Sistema VSC-HVDC durante opera-ção normal.

Fonte – (SONG et al., 2013) - Adaptado pelo autor.

a partir da falta para os terminais retificador e inversor, respectivamente. Uf é umatensão contínua negativa superposta no ponto de falta, If é a corrente de falta e Rf é aresistência de falta. ∆IK e ∆IM são, respectivamente, as contribuições da corrente defalta proporcionadas pelo retificador e inversor.

Figura 30 – Representação do polo positivo do Sistema VSC-HVDC durante faltasinternas.


Nas Figuras 31 e 32, está a representação do circuito durante uma falta nosistema CA que acontece no lado do terminal retificador e inversor, respectivamente.

Sob condições normais de operação, a corrente e a tensão da linha de trans-missão permanecem constantes e não há componente de faltas no sistema. Paraessa situação de dois terminais, a corrente em geral flui do retificador para o inversor,como pode ser visto na Figura 29, sendo UK > UM e IK = −IM . Analisando a Fi-gura 30, para a polaridade indicada para Uf , o sentido real da corrente flui segundo ascorrentes de malha Icc1 e Icc2 e, considerando a direção positiva adotada, consequente-mente as componentes de falta em ambos os terminais são positivas, logo ∆IK > 0

e ∆IM > 0. Infere-se daí que, as correntes IK e IM aumentam seus valores e temmesma polaridade durante faltas internas.


Figura 31 – Representação do polo positivo do Sistema VSC-HVDC durante faltasexternas no lado do retificador.


Figura 32 – Representação do polo positivo do Sistema VSC-HVDC durante faltasexternas no lado do inversor.


Para faltas externas que ocorrem a montante da estação retificadora, a tensãode falta Uf esta superposta no lado K, tal como na Figura 31. Analisando as componen-tes de falta com base no sentido real da corrente, têm-se que ∆IK < 0 e ∆IM > 0. Umaanálise semelhante da Figura 32, em que a falta externa ocorre a jusante do terminalinversor, leva a conclusão que ∆IK > 0 e ∆IM < 0. Esse comportamento dos sinaisdas componentes de falta é sintetizado na Tabela 3.

Com base nas análises supracitadas, verifica-se que a corrente sofrerá alte-rações imediatamente após a falta e que as componentes de falta possuem mesmosentido para faltas internas e sentidos opostos para faltas externas. Para que as ex-pressões do polo positivo e negativo sejam idênticas entre si, é assumido que a direçãopositiva da corrente para o polo positivo é do conversor para a linha de transmissão epara o polo negativo é da linha de transmissão para o conversor.

Se a falta ocorre no instante t0, então a componente de falta (∆i) em qualquer


Tabela 3 – Relação entre o local da falta e o sinal das componentes de corrente defalta

Local dafalta

Sinal da componenteda corrente de falta

no retificador

Sinal da componenteda corrente de falta

no inversorFalta interna + +

Falta no sistema CAno lado do retificador - +

Falta no sistema CAno lado do inversor + -

Fonte – (MOURINHO, 2016)

instante pode ser expressa por:

∆i(t) = i(t)− i(t0). (4.40)

Em que i(t0) é o módulo da corrente de regime permanente no instante pré-falta.

Sendo a corrente dada pela variação do fluxo de carga elétrica, em qualquerintervalo de tempo (t − ∆t, t) de operação do sistema, a variação de carga elétrica∆Q(t) no ponto de medição da estação é:

∆Q(t) =

∫ t

t−∆t

∆i(u)du. (4.41)

Sendo Ts o período de amostragem. Para n pontos amostrados, ou seja∆t = nTs, a Equação (4.41) pode ser discretizada e reescrita como:

∆Q(t) = Ts

n∑k=1

∆i(t−∆t+ kTs). (4.42)

Para representar as componentes de correntes de falta no lado K e M, avariação da carga elétrica ∆QK e ∆QM são então expressas como:

∆QK(t) = Ts

n∑k=1

∆iK(t−∆t+ kTs), (4.43)

∆QM(t) = Ts

n∑k=1

∆iM(t−∆t+ kTs). (4.44)

As equações são idênticas para determinar a variação de carga elétrica nas estaçõespara o polo negativo.


Durante condições normais de operação do sistema VSC-HVDC a corrente éconstante e obviamente a variação de carga ∆QK = ∆QM = 0. Para faltas na linhade transmissão em corrente contínua tem-se que ∆IK > 0, ∆IM > 0, ∆QK > 0 e∆QM > 0. O valor da componente de falta diminui com o aumento da resistência defalta, mas seu sinal permanece inalterado. Para faltas externas no lado do retificadortêm-se que ∆IK < 0, ∆IM > 0, ∆QK < 0 e ∆QM > 0, logo faltas a jusante do terminalinversor ∆IK > 0, ∆IM < 0, ∆QK > 0 e ∆QM < 0.

É fácil perceber que a variação de carga elétrica tem o mesmo sinal que acomponente da corrente de falta, como mostra a integral da Equação (4.41). O tempode integração ∆t não deve ser muito longo para que os requerimentos de velocidadede operação sejam atingidos. Song et al. (2013) sugere um intervalo de integração daordem de 5ms.

O esquema de proteção direcional emprega o valor específico da variaçãode carga ∆Q(t) e o tempo de integração ∆t pra identificar as faltas, logo a correntede operação é expressa pela Equação (4.45). Com base no supracitado, é possívelverificar que a direcionalidade da corrente de falta pode ser identificada a partir dapolaridade de iop. Faltas externas proporcionam um ∆Q negativo e consequentementeuma iop negativa, de modo análogo faltas internas a linha CC proporcionam um ∆Q

positivo e consequentemente uma iop positiva.

iop(t) =∆Q(t)

∆t. (4.45)

Combinando as Equações (4.42) e (4.45), iop(t) pode ser calculada como:

iop(t) =1

n

n∑k=1

∆i(t−∆t+ kTs). (4.46)

Na Equação (4.46) a corrente de operação em um dado instante t é a médiados últimos n pontos de corrente amostrados antes de t. Assim, a operação irá atuarse as condições das Equações (4.47) e (4.48) forem excedidas simultaneamente. Valeressaltar ainda que, a proteção atuará apenas para faltas internas, ou seja, para faltascujo sinais de ambas componentes de corrente de falta sejam positivos.

iopK > ipick−upK , (4.47)

iopM > ipick−upM . (4.48)

Teoricamente, o valor de pick-up poderia ser ajustado como zero, entretantodevido aos erros dos transdutores e transitórios de chaveamento, ipick−up deve serajustado como um valor positivo. Geralmente quanto maior o valor de ipick−up, maior será


a seletividade da proteção, entretanto a sensibilidade para faltas de alta impedânciaconsequentemente diminuirá (MOURINHO, 2016). Song et al. (2013) propõem adeterminação do valor de ipick−up através da relação dada em Equação (4.49).

ipick−up = kr ·∆imax, (4.49)

em que kr é um índice de confiabilidade tomado entre 1,2 a 1,5 e ∆imax é o valor máximoaceitável para variação da corrente em condições normais de operação. Usualmenteajustado como 0,1 vezes a corrente nominal do sistema VSC-HVDC.

Um algoritmo de funcionamento da proteção pode então ser desenvolvido combase no fluxograma da Figura 33, no qual a partir das medidas de corrente em ambosos terminais da linha de transmissão os valores das componentes de corrente de faltasão calculados. A partir da comparação entre os sinais de corrente, e se ambos forempositivo iop é então calculado e comparado com o ajuste de pick-up, se a condição forverdadeira o sistema de proteção emite um sinal de desligamento do polo.

Figura 33 – Fluxograma da proteção direcional de corrente.

Fonte – (MOURINHO, 2016) - Adaptado pelo autor

As investigações de Song et al. (2013) mostraram que o sistema funcionabem tanto para topologias monopolares quanto bipolares. Em sistemas bipolares


quando uma falta ocorre em apenas um dos polos, a corrente no polo que não estasob condição de falta também irá alterar devido ao acoplamento existente entre eles.Entretanto, foi percebido que se a falta acontece no meio da linha de transmissão asvariações na corrente no polo sem falta não são suficientes para acionar a função deproteção, ao passo que para faltas próximo as estações conversoras a variação dacorrente é tal que o sistema interpreta como uma falta externa e portanto não seráacionado.

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5 Desafios da Proteção de Sistemas deTransmissão em Corrente Contínua


A demanda por energia elétrica tem aumentado rapidamente, segundo o MME(2017) o consumo de energia elétrica em janeiro de 2017 no Brasil cresceu 6,1%com relação ao mesmo período do ano passado. Essa crescente necessidade temincentivado a construção de novas usinas hidrelétricas e fortalecido o desenvolvimentode fontes alternativas de energia, por exemplo, a energia eólica teve, em fevereiro de2017, uma evolução de 26,9% da capacidade instalada e a solar um crescimento de290,7% da capacidade instalada com relação à fevereiro de 2016 (MME, 2017).

Em geral, as novas fontes de geração encontram-se distantes dos grandescentros consumidores, como é o caso do Complexo Rio Madeira composto pelas usinasde Jirau e Santo Antônio, a Hidrelétrica de Belo Monte e os inúmeros parques eólicosinstalados no sertão nordestino. Para que essa energia seja levada até os centros decargas é necessário um sistema de transmissão capaz de transferir grandes blocosde potência à longas distâncias e com baixas perdas. Sistemas de transmissão emcorrente contínua tradicionais, ou seja, ponto a ponto podem atender a esse requisito.De fato, já existe no Brasil em operação 2 sistemas de transmissão HVDC: Itaipu-SPcom 3 circuitos bipolares e Complexo Rio Madeira-SP com 2 circuitos bipolares. alémdesses há planejado mais uma interligação Itaipu-SP com 4 circuitos bipolares, maisdois circuitos no eixo Rio Madeira-SP e a construção de um novo sistema interligandoa usina de Tucurí e São Paulo com 2 circuitos bipolares planejados (ONS, 2017).

O aumento desse número de sistemas de transmissão CC no cenário energé-tico brasileiro cria no meio de pesquisa nacional um novo nicho de estudo repleto deoportunidades. Especificamente para a área de proteção os desafios se encontramna formulação de metodologias e técnicas confiáveis de proteção para as estaçõesconversoras, uma vez que a literatura disponível, mesmo internacionalmente, é bas-tante escassa. Desenvolvimento e aprimoramento do sistema de telecomunicação,pois como visto no Capítulo 4, muitas das funções de proteção ou dependem ou podemser aprimorados com essa ferramenta.

Provavelmente o maior desafio para a proteção em sistemas HVDC é o desen-volvimento de um disjuntor (DJ) para redes CC de alta potência. Tal DJ possibilitariao avanço no desenvolvimento de uma rede HVDC multiterminal malhada. Uma dasvantagens de interligar mais de dois terminais está no fato de que a interrupção de

Capítulo 5. Desafios da Proteção de Sistemas de Transmissão em Corrente Contínua 83

uma linha de transmissão não interrompe o fluxo de potência nos demais terminais,cada terminal pode operar com demanda de potência e corrente diferentes, além daredução do número de terminais. Nas linhas de transmissão CC brasileira, por exemplo,em que hoje estão em operação duas estações inversoras em São Paulo e estãoplanejada mais duas, todas as estações de São Paulo seriam reduzidas a uma únicaestação inversora se o sistema fosse multiterminal malhado. Os custos e perdas seriamdrasticamente reduzidos, uma vez que as estações conversoras são os responsáveispela maior parte das perdas e custos de implementação do sistema CC (FRANCK,2011).

5.2 Disjuntores para sistemas CC

O desenvolvimento de sistemas de transmissão HVDC multiterminais malhadoslevaria a aplicação de sistemas HVDC à uma nova realidade, seria possível a imple-mentação de uma rede transmissão interligada tal como opera hoje o SIN (SistemaInterligado Nacional) e com a vantagem nos aspecto econômico e redução de perdas.Para se ter uma ideia, o MME (2017) estima que as perdas no SIN foram da ordem de6,1% no último ano, enquanto as perdas nos sistemas de transmissão HVDC estãoestimadas em 0,7 a 1,7% (FRANCK, 2011). No entanto, a aceitação de redes HVDCmultiterminais em relação à eficiência, confiabilidade e controlabilidade dependeráfortemente da disponibilidade de DJ-HVDC.

Há diferenças significativas entre os requerimentos de um disjuntor CA e CC,principalmente devido a ausência do cruzamento com zero que naturalmente ocorremem sistemas de corrente contínua. Os disjuntores CC precisam interromper as correntesde curto-circuito muito rapidamente enquanto dissipam uma grande quantidade deenergia armazenada nos indutores ou capacitores do sistema (GREENWOOD et al.,1996).

Existem atualmente disjuntores CC para interrupção de correntes de curto-circuito, no entanto eles estão disponíveis com especificações muito baixas como250 kV, 8 kA ou 500 kV, 4 kA o que não é mais do que 1,6 pu da corrente nominalde operação para essas tensões, além de limitar a capacidade de transferência depotência no circuito. Vale ressaltar também que, os componentes e a estrutura dessesdisjuntores são muito maiores e mais caros quando comparados com os disjuntoresutilizados nos sistemas CA para mesmo nível de tensão e corrente (FRANCK, 2011).Assim, nos elos CC de dois terminais a interrupção do sistema é atualmente feitapela desenergização do polo seja por ações de controle que bloqueia a condução naschaves e pela abertura dos disjuntores CA antes dos transformadores de conversão.

As dificuldades no desenvolvimento de um disjuntor CC podem ser atribuídas


aos requerimentos demandados pelos sistemas HVDC. Franck (2011) estabelece quetais disjuntores devem atender completamente aos seguintes requisitos:

1) Forçar um cruzamento em zero para interromper a corrente;

2) Dissipar a energia reativa armazenada no sistema;

3) Suportar a tensão de circuito aberto da rede após a interrupção da corrente.

Com base nesses requerimentos, Greenwood et al. (1995) e Franck (2011) aprsentamum diagrama simplificado de um disjuntor CC, mostrado na Figura 34, e explicam emseus trabalhos o seu princípio de funcionamento.

Figura 34 – Esquema básico de um disjuntor HVDC.

Fonte – (FRANCK, 2011)

De acordo com Franck (2011), a corrente em um circuito CC pode ser levada azero através da geração de uma tensão de polaridade oposta com amplitude igual oumaior que a tensão da linha. Essa tensão pode ser produzida pela inserção de umaresistência ou reatância no caminho da corrente, a energia reativa do sistema é entãoeliminada através do dispositivo. Quanto maior a tensão reversa, menor é o temponecessário para interromper a corrente, mas maior é a energia dissipada.

No modelo apresentado na Figura 34 o disjuntor possui vários caminhosparalelos, um é o caminho normal da corrente e os outros são os caminhos ondeestão os elementos resistivos e capacitivos, de modo que essa configuração separa osrequerimentos em diferentes elementos. O caminho normal da corrente tipicamenteconsiste em um interruptor com baixa resistividade na posição fechada. Ao abrir esse


contato um arco elétrico é estabelecido e a tensão do arco é utilizada para comutar acorrente para os caminhos resistivos e reativos paralelos.

No circuito da Figura 34 o caminho de comutação possui uma parte ressonantecomposta por Cc e Lc. A oscilação da corrente entre o caminho normal e o comutadoocorre na frequência natural ω2

0 = 1/(Lc · Cc). Se a amplitude da corrente oscilante infor maior que a corrente contínua do sistema I0, então o cruzamento com o ponto zeroacontecerá no caminho de regime da corrente e a chave Sn abrirá. I0 passará então afluir apenas pela chave Sc carregando o capacitor no caminho de comutação. Quandoa tensão do capacitor exceder um determinado valor, geralmente especificado como atensão de isolação do disjuntor, o caminho de absorção de energia é fechado levandoI0 a diminuir.

Greenwood et al. (1996) relatam que com base naquele princípio básico defuncionamento uma série de modelos de disjuntores foram propostos nos anos 1970a 1980 quando os interesses em pesquisas nessa área diminuíram. Recentemente,com o avanço da tecnologia VSC-HVDC, melhores perspectivas na implementaçãode sistemas de transmissão multiterminais malhados tem despertado o interesseda comunidade científica no desenvolvimento de disjuntores CC mais viáveis. Ospesquisadores atualmente tem buscado o aprimoramento desse princípio básico deoperação e reduzir os custos e tamanho dos componentes, o que não é uma tarefatrivial.

Tal como relata Franck (2011), o desenvolvimento e otimização requer a reali-zação de testes complicados e sofisticados, tentativas têm sido feitas para substituiralguns desses testes por simulações robustas em softwares de análise de transitórios.Um caminho alternativo seria tentar combinar os requerimentos de controle e do disjun-tor. Enquanto alguns benefícios decorrem disso, como adicionar indutores para limitara taxa de crescimento da corrente de curto em sistemas VSC-HVDC, alguns prejuízostambém seriam inevitáveis, como a redução da velocidade de controle em condiçõesnormais de operação. Disjuntores de estado sólidos feitos a partir de materiais semi-condutores também têm sido avaliados, pois atenderiam os requisitos de chaveamentorápido e a eliminação do surgimento do arco. Entretanto os custos envolvidos e a altaresistência, mΩ quando comparado com os poucos µΩ dos dispositivos mecânicos, seapresentam como principais desvantagens.

Como pode ser visto, diversas tecnologias têm sido estudadas e desenvolvidascom o intuito de construir um disjuntor para sistemas de transmissão em correntecontínua. Esse problema sem dúvidas é um dos grandes desafios da proteção parapermitir uma operação mais segura e confiável tanto de sistemas HVDC ponto a ponto,quanto os futuros sistemas multiterminais.


5.3 Telecomunição e Proteção das Estações Conversoras

Uma outra consideração a ser feita é a necessidade de uma infraestrutura detelecomunicação para o funcionamento ou ainda otimização de algumas das funçõesde proteção apresentadas nesse trabalho. Como apontado por Mourinho (2016),Naidoo & Ijumba (2005) e Zhang et al. (2011) dentre outras funções de proteçãocomo a diferencial de corrente, detecção de faltas por onda viajante ou direcionalde corrente necessitam de informações de ambas as estações conversoras paraatuarem corretamente. Como destacam Hertem & Ghandhari (2010) os sistemas decomunicação para execução das funções de proteção necessitam de uma estruturaconfiável e exige uma grande largura de banda capaz de enviar informações no menortempo possível. No desenvolvimento deste trabalho foi encontrado certa dificuldade narevisão bibliográfica das proteções envolvendo as estações conversoras. Pouco-se faladas falhas e problemas que podem vir a ocorrer nas estações com conversores CSC ecomo eliminá-los, menos ou quase nada se encontra para aquelas com conversoresVSC. As estações conversoras são responsáveis pela maior parte dos investimentosnecessários na implementação de um sistema de transmissão em corrente contínua.Os componentes das pontes retificadoras, sejam eles tiristores ou IGBTs, são bastantesensíveis a sobrecargas e sobretensões, de modo que se faz necessário intensificar apesquisas nesse campo.

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6 Considerações Finais

A rápida expansão que os sistemas de transmissão em corrente contínua vêmapresentando, inclusive no Brasil, chama a atenção para a necessidade de se conhecere avaliar mais adequadamente seus esquemas de proteção. O presente trabalho expôsas principais funções de proteção implementáveis e atualmente utilizadas na operaçãode sistemas de transmissão em corrente contínua.

As diferentes construções dos conversores CSC e VSC, assim como as diferen-tes topologias de redes apresentam certas particularidades que podem requerer umaatenção mais detalhada na configuração de seu sistema de proteção. Por serem osresponsáveis pelo controle de corrente e injeção do fluxo de potência no elo CC, a maiorparte do sistema de proteção é instalado na estação retificadora. Para operações nasquais é previsto a inversão do fluxo de potência no sistema é necessária a redundânciado sistema de proteção no terminal inversor.

Os sitemas back-to-back utilizados principalmente para interconexão de siste-mas assíncronos com frequência de controle diferentes têm seu sistema de proteçãobaseado exclusivamente na proteção das estações conversoras. Porém, há umagrande escassez na literatura sobre a proteção das estações conversoras. Essa faltade informações compromete a confiabilidade e segurança das funções de proteção dasestações conversoras.

Foram contextualizadas as proteções da estação conversora e as proteçõesdos componentes CA associados às estações. As literaturas reportadas na temáticaapresentavam os resultados para os métodos de proteção propostos, entretanto, nãose encontrou durante a realização deste trabalho nenhuma pesquisa sobre o impactoou avaliação de coordenação dessas metodologias na proteção do sistema CA.

Na transmissão a longa distância as topologias empregadas são a monopolarou a bipolar. Como a circulação de corrente de retorno pela terra é uma situaçãoindesejável, os sistemas bipolares apresentam-se predominantes com relação aoprimeiro, além do fato de que esses permitem transferência de maior quantidadede potência e continuidade do sistema durante manutenção ou faltas monopolares.Apesar disso, os sistemas monopolares não apresentam o acoplamento mútuo presentenaquele último, o que pode inserir erros no funcionamento dos sistemas de proteção.Os elos monopolares são preferencialmente utilizados em sistemas subterrâneos ousubmarinos.

As metodologias mais empregadas na proteção de linhas de transmissão CCforam investigadas. Como pôde ser visto, foi apresentado um método de análise modal

Capítulo 6. Considerações Finais 88

para realizar o desacoplamento do sistema bipolar, permitindo assim calcular os sinaisdas ondas viajantes com maior segurança e confiabilidade reduzindo dessa forma riscosde falha de operação da proteção. Outro ponto de destaque é a necessidade de se levarem consideração a infraestrutura de telecomunicação no dimensionamento e ajustedas funções de proteção. Um sistema de telecomunicação rápido e robusto permite aimplementação de sistemas de proteção mais velozes e confiáveis. Entretanto, devidoao longo comprimento da linha, implementar tal estrutura pode ser economicamenteinviável, optando-se assim por uma metodologia de proteção que não necessite oudependa menos do sistema de telecomunicação.

Um dos maiores desafios para o avanço dos sistemas de transmissão emcorrente contínua é o desenvolvimento de um disjuntor para sistemas CC. Essesdisjuntores permitirão a criação de linhas de transmissão malhadas tal como é noSIN. Dentre as vantagens de se ter o sistema malhada está a redução do número deestações conversoras, principal fator de custos nos sistemas HVDC, e a redução dasperdas na transmissão como um todo. Por fim, ao apresentar os esquemas de proteçãomais usuais, foi possível ao longo deste trabalho compreender o funcionamento dosistema de proteção em linhas de transmissão em corrente contínua.

6.1 Trabalhos Futuros

As possibilidades de pesquisas em sistemas de transmissão em correntecontínua são imensas. Especificamente, a respeito da temática deste trabalho, algumassugestões no tocante à proteção das estações conversoras, bem como à proteção delinhas CC podem ser listadas:

• Estudo do impacto e comportamento das estações conversoras, sob condiçãode falta interna, analisando a eficiência dos métodos já existentes, bem como aproposição de novos esquemas de proteção;

• Investigar possíveis consequências de faltas no lado CC e no lado CA para asestações conversoras;

• Avaliar a coordenação e a seletividade entre as funções de proteção CA e CC,verificando como essas são sensibilizadas pelas faltas e a forma adequada derealizar a coordenação dessas proteções;

• Analisar a capacidade de atuação das funções de proteção apresentadas paradiferentes situações de faltas.

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Uma Análise dos Esquemas de Proteção em Sistemas … · of the control system alone are not sufﬁcient to reduce the current from ... Electrical Systems. HVDC Transmission. Protection