Sistema de medição e proteção, Trabalhos de Sistemas Distribuídos

Baixe Sistema de medição e proteção e outras Trabalhos em PDF para Sistemas Distribuídos, somente na Docsity! SISTEMAS DE PROTEÇÃO E MEDIÇÃO PROFESSOR: Haroldo lemos ALUNO: Luiz Alfredo Bastos dos Santos MATRÍCULA: 201501064762 OBJETIVO E FINALIDADE. Sistemas de proteção são sistemas que tem o objetivo e a finalidade de desligar uma parcela do sistema elétrico de potência que se encontra defeituosa, ou operando fora das suas condições normais; Nesse contexto, os sistemas de proteção devem atuar rapidamente para minimizar riscos à vida humana e danos aos equipamentos que compõem os sistemas elétricos de potência. AUTO MONITORAMENTO DOS COMPONENTES E CIRCUITO. Os relés digitais possuem dentro de suas funções básicas o auto monitoramento de hardware e o monitoramento dos circuitos de trip. Com essa função, o relé é capaz de identificar em tempo real qualquer falha em seu hardware interno e disparar um sinal para o operador da subestação. Dependendo da classe de tensão e da filosofia de proteção da subestação, o relé é capaz de se retirar automaticamente do sistema de proteção e comutar os comandos para unidade de retaguarda. Essa classe de relés é capaz de monitorar ainda todo os circuitos externos a ele, como a comunicação com relés auxiliares ou ainda com as bobinas de um disjuntor em campo. Esse monitoramento é feito através de um circuito de corrente com valores inferiores a 20mA. O valor baixo é utilizado para impedir que o circuito de monitoramento cause a operação indevidamente de algum equipamento. TIPOS DE MEDIDORES E APLICAÇÕES. PCM 600 O PCM 600 é o programa utilizado pela ABB para realizar todas as funções de proteção lógica de projeto e parametrização dos relés. Ele possui todos os blocos lógicos que são utilizados pelos relés microprocessados para substituir as funções de proteção que eram realizadas pelos relés eletromecânicos e ainda algumas funções novas que somente essa classe de equipamento é capaz de realizar. A seguir nas figuras 1 e 2 pode-se ver como os antigos relés eletromecânicos podem ser substituídos por simples blocos digitais que realizam as mesmas funções. Na primeira figura é mostrado um painel de proteção convencional com a representação física da subestação com seus barramentos. Transformadores e linhas (mimico), os medidores, chaves e relés eletromecânicos. Na segunda figura é mostrado um exemplo simples de bloco digital de proteção que pode substituir todas essas funções dentro de um únicoequipamento. RED 670. O relé RED 670 foi criado para o propósito específico da proteção e controle de linha, barramentos, geradores e transformadores de alta tensão através da proteção diferencial. Através da configuração de parâmetros internos de proteção é possível adaptar o IED às diferentes necessidades de cada equipamento. Esse tipo de equipamento é especialmente útil para a proteção de linhas de múltiplos terminais nas quais a proteção por impedância se torna extremamente complicada e pouco confiável. A proteção diferencial de corrente com segregação de fase fornece uma excelente sensibilidade para faltas com alta resistência e fornece um sistema seguro para isolação das fases em falta. A viabilidade de usar até três entradas de corrente por fase permite o uso do arranjo de multi disjuntores em linha de três terminais ou ainda a configuração de disjuntor simples para linhas com até cinco terminais. Nesse tipo de proteção a comunicação entre em IEDs desempenha um papel fundamental. Esta é feita com base no protocolo IEC C37.94 e pode ser duplicada em casos que exijam comunicação redundante total de acordo com os procedimentos de rede definidos pelo ONS ou pelas filosofias das concessionárias de energia elétrica. Através de algoritmos de compensação de corrente, é possível obter um alto grau de precisão mesmo linha de longa distância. Apesar de todos os cuidados que são oferecidos para que se obtenha um sistema com máxima segurança, este sempre poderá sofrer falhas. Por esse motivo, em paralelo com a proteção diferencial principal, são previstas proteções secundarias que poderão atuar caso uma porção do sistema sofra com alguma falha. Para esses casos são dois os principais 29 esquemas de proteção que podem ser usados. Primeiramente pode ser implementada uma proteção de sobre corrente seletiva em todos os terminais da linha. Outra opção é a função de distância que trabalha a partir de mudanças na relação de impedância da linha. Dessa forma é possível criar um sistema completamente redundante com proteções principais e de retaguarda. A proteção diferencial ainda pode ser empregada para proteger outros equipamentos como: transformadores ou geradores. Para cada equipamento são necessários ajustes diferentes para evitar a atuação de uma proteção de forma indevida. No caso de um transformador, por exemplo, é necessário levar em consideração a disposição dos enrolamentos do núcleo e os transitórios aos quais o equipamento pode ser submetido mesmo quando operando de forma normal. RET 670 O RET 670 oferece uma proteção e um controle rápido e seletivo para transformadores de dois ou três enrolamentos, autotransformadores, transformadores de tap variável ou reatores shunt. O relé é capaz de atuar sobre uma larga faixa de frequências possibilitando que este opere de forma correta mesmo durante distúrbios do sistema elétrico, ou a energização e desenergização de transformadores e reatores. O equipamento é customizado para possuir uma proteção diferencial (87T) de atuação extremamente rápida, além da capacidade de auto adaptação às condições de leitura dos TCs e correção automática de vetores. Com essas características, o RET 670 se torna a melhor opção para a proteção transformadores. Uma vez que este relé tem uma baixa demanda dos circuitos dos TCs é excluída a necessidade de interposição de transformadores de corrente. A aplicação de sua proteção diferencial é viável mesmo em arranjo de múltiplas chaves de interrupção. A função diferencial é dotada de funções de exclusão de segunda harmônica e bloqueio de corrente para evitar atuações indevidas durante pela corrente de inrush presente na magnetização de transformadores, além de bloqueio de quinta harmônica visando evitar trip em transformadores sobre excitados. Através da teoria de componentes simétricas o IED é capaz de apresentar uma alta taxa de identificação de faltas internas nos enrolamentos do transformador, mesmo quando essas faltas são pequenas. O IED também apresenta uma proteção contra faltas fase terra de baixa impedância oferecendo proteção contra faltas entre os enrolamentos do transformador e a terra. Essa função apresenta uma análise direcional da corrente de sequencia zero para segurança extra. Além da proteção elétrica oferecida ao transformador o relé ainda é capaz de controlar todas as proteções intrínsecas do transformador, como pressão do óleo, temperatura 30 e outros, também é possível fazer p controle da comutação de tap de acordo com a carga demandada do transformador. TRANSFORMADORES DE INTRUMENTOS. Transformadores para Instrumentos são dispositivos utilizados de modo a tornar compatível as faixas (escalas) de atuação dos instrumentos de medição, controle e fornecer a devida proteção dos mesmos. Função importante dos transformadores é a isolação, permitindo a atuação com nível de tensão diferente do circuito com o dispositivo. TIPOS DE TRANSFORMADORES. Os transformadores podem ser classificados de acordo com vários parâmetros, tais como finalidade, tipo, material do núcleo, quanto ao número de fases, etc. TRANSFORMADOR DE CORRENTE: Transformador de corrente, ou TC, tem por finalidade detectar ou medir a corrente elétrica que circula em um cabo ou barra de alimentação, e transforma-la em outra corrente de valor menor, para ser transmitida a um instrumento de medição ou circuito eletrônico. O TC é muito usado para abaixar a corrente elétrica da rede para alimentar dispositivos eletrônicos que não suportam grandes níveis de corrente. TRANSFORMADORES DE POTÊNCIAL: O nome transformador de potêncial (ou TP) denota que está máquina muda os valores de potência, mas na verdade ela muda os valores de tensão que entram na bobina primária. A espira primária recebe a tensão primária e conduz uma corrente primária. Por essa corrente ser alternada, ela gera uma variação no fluxo magnético no seu interior. Esse fluxo é canalizado pelo núcleo ferromagnético, e na espira secundária, induzindo uma tensão nesta espira. Se não houver um circuito fechado ligado à espira secundária, uma corrente induzida será estabelecida. TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO: Esse tipo de transformador é empregado principalmente pelas concessionárias distribuidoras de energia e em usinas geradoras de energia. São usados para distribuir a energia gerada até os consumidores, com valores diferentes do que o gerado, adequado a cada tipo de consumidor. Podem ser auto protegidos contra sobrecargas e curto circuitos. TRANSFORMADORES DE FORÇA: Subestações de distribuição de energia elétrica, e subestações de grandes indústrias, incluindo aplicações especiais como fornos de indução e a arco, e retificadores São usados para geração e distribuição de energia por concessionárias e usinas, e. TRANSFORMADOR ELEVADOR E ABAIXADOR DE TENSÃO: O valor a qual a tensão será após sair do transformador está diretamente ligado ao número de espiras que cada bobina possui. No caso de um transformador elevador de tensão o número de espiras da segunda bobina é maior do que o número de espiras da primeira bobina. E no transformador abaixador, o número de espiras da segunda bobina é menor do que o número de espiras na primeira bobina. NÚMERO DE BOBINAS: No caso de transformadores de duas bobinas, é comum chama-las de primárias e secundárias. Quando há uma terceira bobina, ela se denomina de terciária. Existem também os transformadores com apenas uma bobina, o chamado autotransformador. MATERIAL DO NÚCLEO : FERRO MAGNÉTICO. No caso de um transformador com núcleo de ferromagnético, são usadas chapas de aço laminadas, no geral chapas de aço de silício, para diminuir as perdas por correntes parasitas. NÚCLEO DE AR. Os transformadores com núcleo de ar consistem em na localização das bobinas, que ficam em contato direto com a atmosfera. NÚMERO DE FASES: MONOFÁSICOS. Esse tipo de transformador é próprio para alimentação de circuitos de comando ou de uso industrial. O transformador usado em casas também é o monofásico, ele transforma 127 V em 220 V e 220 V em 127 V. TRIFÁSICO. Esse é o tipo de transformador que vemos nas ruas, ele recebe a tensão da subestação de distribuição e em um nível de tensão de 13800 V e transforma em 127 V ou 220 V. POLIFÁSICO: Possui eficiência relativamente alta, estes transformadores fornecem a tensão para sistemas que necessitam de mais fases através do sistema trifásico. Esse tipo de transformador varia de 3 a 6 fases. Esses sistemas que necessitam de mais fases são especialmente para retificação de medida de onda completa devido aos seus componentes. A IMPORTÂNCIA DO CANAL DE COMUNICAÇÃO ENTRE OS AGENTES E A CCEE. O SMF do agente é conectado ao Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE), que realiza a coleta diária dos dados de medição (realizada das 0h às 10h), as chamadas inspeções lógicas mencionadas acima. Sendo assim, existem pouquíssimas brechas para falhas no transporte das informações, o que requer um canal de comunicação confiável e estável. Não raramente as empresas agentes estão situadas em locais remotos, fazendo com que a conexão por satélite seja a alternativa mais adequada. Este tipo de tecnologia de telecomunicações alcança qualquer ponto do território nacional e é capaz de entregar alto nível de disponibilidade e confiabilidade na transmissão dos dados. NORMA IEC 61850. O estudo de caso que será apresentado foi completamente desenvolvido tendo como base os critérios apresentados dentro dessa norma. Neste capitulo será apresentada a norma, o motivo pelo qual foi criada, seus componentes e como ela é empregada. A nova norma trouxe soluções que padronizaram vários requisitos no que diz respeito à automação de sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. A introdução da norma IEC 61850 no setor de sistemas de potência tem possibilitado o desenvolvimento de novos conceitos e filosofias de aplicação de sistemas de automação e proteção no grupo GTD (geração, transmissão e distribuição). Particularmente, os recursos de comunicação disponíveis atualmente oferecem novas soluções na integração de sistemas de proteção, controle, medição, monitoramento e supervisão de sistemas elétricos. A criação da norma A norma IEC 61850 foi desenvolvida ao longo de um período de aproximadamente 10 anos, tendo seu desenvolvimento iniciado em 1995. Foi o resultado do esforço de vários especialistas em automação industrial ao redor do mundo. No início do trabalho de desenvolvimento foram utilizadas duas forças de trabalho mundiais, a primeira a UCA, que representava o Eletric Power Research Institute, em Palo Alto (Califórnia – EUA) enquanto na Europa os trabalhos de desenvolvimentos eram conduzidos pelo TC57, um grupo de trabalho do IEC que tem como ênfase as atividades relacionadas ao gerenciamento dos sistemas de potência e a troca de informações dentro desses sistemas [Packworld, 2007]. Este desenvolvimento é também um marco histórico, onde dois dos mais respeitados institutos de eletroeletrônica do mundo uniram forças para promulgar uma norma global, promovendo dessa forma uma padronização na automação de subestações e sistemas de potência. Cada um dos grupos foi responsável por desenvolver uma parte distinta da nova norma. O UCA foi encarregado do desenvolvimento do GOMSFE, um projeto de modelar de dados para atender as necessidades da automação das subestações, enquanto o TC57 concentrou seus esforços para o desenvolvimento de um protocolo padrão de comunicação e a tecnologia de rede que seria necessária para atender esse novo protocolo. O primeiro encontro entre o UCA e o TC57 foi realizado em Minneapolis (EUA) em 1995. Nessa ocasião o TC57 aceitou a missão de desenvolver um protocolo de comunicação padrão diferente de todos os outros vigentes até aquele momento, que compreenderia novas 18 funcionalidades até aquele momento não implementadas na área da automação. Durante o segundo encontro, realizado na cidade de São Francisco (EUA), foi feito feita a primeira reunião entre os dois grupos com o intuito de coordenar os próximos esforços de desenvolvimento. Desse ponto e pelos próximos dois anos o desenvolvimento da norma foi feito de forma independente pelas duas entidades, até o ponto em que o grupo do IEC desenvolveu um esquema de modelagem de dados muito semelhante ao GOSMFE apresentado pelo UCA. Naquele momento, os grupos de trabalho do IEC, com mais de setenta especialistas, perceberam que não seria possível continuar o desenvolvimento de forma independente pelas duas instituições, dessa forma foi proposto uma integração completa de esforços com o UCA, no ano de 1997 o UCA foi completamente integrado ao TC57. Na fase posterior de desenvolvimento, novas metas foram propostas e aceitas por ambos os grupos agora fundidos em um única entidade. O desenvolvimento da norma foi dividido então entre três grupos de trabalho, como descrito pela PACWORLD (2007):  Grupo 10: Responsável pela arquitetura funcional e requisitos gerais;  Grupo 11: Responsável pelo desenvolvimento do sistema de comunicação entre IEDs e as estações (como a comunicação com o sistema MICRO SCADA ou SAGE, por exemplo);  Grupo 12: Responsável pela comunicação entre IEDs e o processo (equipamento de campo); Depois da promulgação da norma, o UCA International Users está alocado na função de resolver problemas técnicos e dar suporte as aplicações. Os grupos de trabalho 11 e 12 foram integrados ao WG10 e este por usa vez é atualmente, o responsável pelo IEC 61850. Todos os novos recursos a serem implementados, as correções de eventuais problemas são agora de responsabilidade do WG10. Particularmente, os recursos de comunicação disponíveis atualmente oferecem novas soluções na integração de sistemas de proteção, controle, medição, monitoramento e supervisão de sistemas elétricos. OBJETIVOS DA NORMA. Tendo com um de seus principais objetivos a nova norma internacional IEC 61850 visa garantir a interoperabilidade entre equipamentos eletrônicos inteligentes (IEDs da sigla em inglês) de diferentes modelos e fabricantes, permitindo dessa forma o uso e a troca irrestrita de dados a fim de que cada equipamento seja capaz de desempenhar suas funções individuas e coletivas sem ter a comunicação como uma barreira. Dessa forma pode-se 19 entender interoperabilidade como a capacidade de dois ou mais equipamentos de fabricantes iguais ou não de trocar informações e usar estas informações para um desempenho adequado. A necessidade de um sistema interoperável surge basicamente da dificuldade que era encontrada quando existia a necessidade da integração entre dois sistemas diferentes e da necessidade da troca de dados entre esses dois sistemas, principalmente no caso dos sistemas serem de fabricantes diferentes. A norma IEC 61850 surge então como um requisito de mercado, e é baseada em fortes argumentos de funcionalidades comprovadas, evolução tecnológica, especificações de clientes e de métodos de engenharia disponibilizados pelos fabricantes.