11_COELBA_Carmeci Alves dos Santos Franco - ZONA Elétrica

Metodologia utilizada para disponibilizar distância de falta nos
Centros de Operação da Coelba
CARMECI ALVES DOS SANTOS
FRANCO
RESUMO
MAURO ANTONIO DOS SANTOS
MAGALHÃES
COELBA COELBA
BRASIL
Em um processo de Automação de Sistema Elétrico completo deve-se prever um
procedimento para localização de falta o mais eficiente possível. Para uma Distribuidora, o
tempo necessário para correção de falhas no sistema elétrico tem que ser o menor possível
para não impactar negativamente nos indicadores, principalmente no DEC. A informação da
distância da falta em alimentadores e em linhas de subtransmissão é essencial para o
objetivo de se ter um DEC cada vez menor. Em função disso, a COELBA padronizou que
para todas as subestações digitalizadas, esta informação tem que ser disponibilizada no
sistema SCADA para ser utilizada em tempo real pelos Centros de Operação.
Neste trabalho é mostrada a experiência da COELBA nesta ação, destacando os
desenvolvimentos necessários em Unidades Terminais Remotas e no sistema SCADA para
que a distância de faltas estejam disponíveis aos CODs (Centros de Operação da
Distribuição) e ao COS (Centro de Operação de Sistemas), com a confiabilidade necessária
para ser continuamente utilizada pelos Controladores de Sistema.
PALAVRAS CHAVE
Redes e Linhas de Distribuição de Energia Elétrica, Distância de falta, Algoritmo, Reles de
Proteção SEL, UTR, SCADA.
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INTRODUÇÃO
A Companhia de Distribuição de Energia Elétrica do Estado da Bahia – COELBA
vem ao longo desses dez últimos anos telecomandando suas Subestações e Rede de
Distribuição. Inicialmente as subestações eram adaptadas ao telecontrole e telesupervisão,
utilizando relés auxiliares e cartões de entrada e saída, digitais e analógicos das Unidades
Terminais Remotas, a fim de digitalizar os sinais e enviar essas informações ao Centro de
Controle. A partir do ano 2000 iniciou o processo de digitalização, onde os relés de proteção
convencionais foram substituídos por relés digitais de proteção e controle.
Com a utilização de relés de proteção digitais sentiu-se a necessidade de executar
uma exploração otimizada de seus recursos. Isto significa não comprometer o desempenho
dos canais de comunicação seriais e não descarregar informações exageradas referentes a
uma mesma ocorrência nos centros de controle. Significa também, trazer uma melhor
resposta ao controle em tempo real e também às equipes de manutenção, planejamento e
estudos.
Apesar de possui Sistemas Integrados em seu parque, a COELBA teve preferência
em digitalizar suas subestações com sistemas abertos, através de UTR (Unidade Terminal
Remota) e IED (Dispositivos Eletrônicos Inteligentes) de fabricantes distintos, que se
comunicassem através de um protocolo universal e que pudessem ser substituídos sem
necessidade de desenvolvimento das partes. Sendo assim, foram realizados estudos para
avaliar a validade do cálculo da distância de falta feito pelos relés de proteção. O resultado
foi bastante satisfatório avaliando-se linhas radiais e também alguns casos de redes com
derivações.
Para os alimentadores essencialmente radiais, cujas proteções das derivações
coordenavam com o relé, as informações de localização de falta se mostraram tão
confiáveis que os controladores de COD e eletricistas passaram a solicitá-la antes de iniciar
os procedimentos de inspeção e testes na linha de distribuição. A Coelba possui no interior
do estado um sistema eminentemente radial, com alimentadores extensos, e de baixa
densidade de carga. Para exemplificar, na regional Sudoeste mais de 56% dos
alimentadores tem extensão superior a 100 km de rede primária. O maior deles, o
alimentador 01C2 da SE Poções que atende a uma demanda máxima de 2,9MVA com um
fator de carga de 50%, possui 694 km de extensão de rede primária e atende a quatro sedes
municipais, que constituem quatro conjuntos para a ANEEL.
Na regional Oeste, em todas as ocorrências com desligamento em alimentadores
utilizando relés SEL, a distância da falta disponibilizada pelo relé sempre é verificada no
sistema de controle e passada às equipes de manutenção.
Como existem alguns inconvenientes envolvendo o envio dessa informação através
do protocolo utilizado na comunicação entre rele e UTR (protocolo DNP), foram necessários
alguns artifícios para disponibilizar essa informação nos Centros de Operação da COELBA.
Trata-se de dois algoritmos: um que envia um comando para o rele disponibilizar os
eventos relativos às ocorrências existentes em seu buffer e outro que filtra os eventos que
representaram atuação das unidades de proteção. No início, sem esses algoritmos, os
controladores não acreditavam nas distâncias apresentadas porque em sua maioria não
eram relativos a uma falta (caracterizava-se numa partida onde não atuavam as unidades de
proteção). Com os filtros os controladores do sistema buscam através do SCADA à
distância, informando a equipe de manutenção que de posse desse dado encontra com
maior rapidez a localização da ocorrência.
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DESENVOLVIMENTO
No início da digitalização a COELBA já tinha conhecimento das funcionalidades dos
relés de proteção, em especial a de fornecer a distância de falta. Dessa forma, foi
configurado no mapeamento das UTRs e do relé fornecer essa informação. Mas, surgiu o
seguinte problema: a distância só era disponibilizada através do protocolo DNP caso fosse
enviado um comando (ÍNDICE 23). Então, foi disponibilizada no SCADA essa função para,
caso houvesse alguma ocorrência, o controlador pudesse executar esse comando a fim de
aparecer no SCADA à distância correspondente à localização do defeito.
Porém, mesmo quando não existia uma interrupção de energia, o relé gerava alguns
eventos. Isso porque a função que produz o trigger da oscilografia é configurável e desta
forma qualquer função pode gerar oscilografia.
Convencionou-se configurar a partida das funções temporizadas para geração de
oscilografia. Sendo assim, podem ocorrer partidas e não ocorrer disparos, devido ao inrush
das cargas no momento do fechamento ou atuação de uma proteção à jusante devido ao
correto estudo de coordenação. Também costuma-se incluir em alguns relés de
determinadas subestações a supervisão do sistema CC gerando oscilografias e em alguns
casos afundamentos de tensão ou atuação de esquemas especiais de proteção, como o
ERAC, que também geram oscilografia e não estão relacionados a defeitos no sistema
protegido.
Dessa forma, o relé gerava alguns desses eventos que ficavam guardados no buffer
sendo que, quando havia realmente uma ocorrência e os controladores enviavam o
comando, à medida que aparecia não correspondia à localização da falta referente à
ocorrência. Isso gerou um grande descrédito nesta informação.
A fim de corrigir esse problema, foi analisado com mais detalhes as informações
enviadas pelo relé e nesta avaliação foi verificado que havia um evento digital que ficava
ativo toda vez que havia eventos no buffer. Sendo assim, foi criado um algoritmo que
avaliava essa informação e quando a mesma alarmava (bit 1) era enviado automaticamente
um comando para liberar os eventos através do protocolo DNP. Em função dessa
implementação, os controladores não precisavam mais enviar comandos.
Porém, havia outro problema: tínhamos que avaliar se aquelas informações do
evento no buffer correspondiam à atuação das unidades de proteção da linha. Isso porque
os eventos que não eram gerados em função de um trip no disjuntor forneciam uma
distância de falta inválida. Por isso, era necessário descobrir um modo de avaliar quando a
mesma era válida.
Depois de alguns testes em laboratório foi identificado que toda vez que enviávamos
um comando, o relé disponibilizava várias entradas analógicas, entre elas uma medida que
identificava se esses eventos geraram abertura no equipamento de disjunção e ainda nos
indicava que tipo de falta ocorreu. Listamos todos os valores correspondentes a um trip e
criamos um algoritmo que após cada comando lia essa entrada analógica e só
disponibilizava ao controlador nas telas do SCADA as distâncias que vinham associadas a
um CTFA que correspondesse a um daqueles valores já identificados como válidos.
Depois desse desenvolvimento houve uma maior credibilidade nas informações
fornecidas de ocorrências no sistema.
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ALGORITMO PARA LIBERAR OS EVENTOS DO BUFFER DO RELE
Os eventos reverentes a oscilografia não são enviados espontaneamente, nem por
varredura via protocolo DNP (protocolo utilizado para comunicação entre IED e UTR na
COELBA). Eles só são enviados à UTR quando a mesma transmite um comando digital com
a finalidade de solicitar o primeiro evento da lista ao relé. O envio desse comando só é
possível por que uma entrada digital é enviada espontaneamente pelo relé, informando que
há eventos pendentes, referente à partida. Utilizamos esta informação como variável de
entrada para enviar ao relé esse comando.
Fig.1 – Cálculo realizado na UTR C50 (Foxboro) para envio do comando em linguagem
SALL.
Obs: O identificador “CJD__11AL_F_____1_LOCA_E” corresponde à entrada que é
periodicamente supervisionada pelo Algoritmo e que inicia o mesmo em caso de haver algum evento
no buffer.
O identificador “CJD__11AL_F_____1_LOCA_S” corresponde ao comando que é enviado
após a entrada ser ativada.
AUX1 corresponde a uma variável que monitora periodicamente a entrada na intenção de
finalizar a rotina quando a entrada voltar ao estado normal (ou seja, não haver mais eventos
pendentes no buffer do rele). Caso haja eventos pendentes, espera-se 10 segundos e envia novo
comando para liberar o próximo evento da lista.
t1 corresponde a um temporizador que conta 10 segundos para verificar se o valor da
entrada normalizou, caso contrário é enviado novo comando.
Esse algoritmo foi configurado em alguns equipamentos e se tornou o ponto de
partida para uma análise mais profunda das informações de oscilografia fornecida por esse
rele de proteção.
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AVALIAÇÃO DOS VALORES VÁLIDOS DA CAUSA E TIPO DA FALTA (CTFA)
Em função das distâncias de falta causadas por partidas no relé mais utilizado na
COELBA (que não geraram abertura do equipamento de disjunção) não enviar a localização
da falta correta, foi proposta uma análise mais apurada da causa da falta para que só seja
disponibilizado ao operador, à distância causada por “TRIP” no equipamento.
A metodologia consiste em verificar, para cada partida do relé os vários eventos
analógicos disponibilizados por este.
No grupo de eventos analógicos que são enviados pelo relé à remota após ser
enviados os comandos, estão: a corrente de curto (ICC), freqüência da falta (FFAL),
distância da falta (DIST), entre outros e também um parâmetro que nomeamos de “CTFA”
(Causa e Tipo da Falta). Nesta entrada analógica estão contidas duas informações
relevantes: se o evento foi gerado, ou não, pela atuação das unidades de proteção e qual o
tipo da falta que a originou (Fase A, B ou C para Terra, entre fases, trifásica etc.).
Sendo assim, nem sempre esses eventos enviam uma indicação de localização de
falta referente a um defeito. Por esse motivo foi criado um algoritmo que analisa a causa da
falta para que apenas à distância causada pelo disparo de uma proteção seja
disponibilizado ao controlador.
Inicialmente foram realizados testes em laboratório para listar todos os tipos de falta
associados a um “TRIP” no equipamento. Esta verificação é feita através do ponto
analógico CTFA enviado pelo relé através do protocolo DNP. Vejam os casos possíveis de
faltas associadas ao “TRIP”:
Fig.2 – Levantamento dos valores válidos de CTFA
De posse dessa informação, foi criado um algoritmo que verifica primeiro se o valor
analógico vindo do relé é igual a um dos valores acima citados na coluna “Valor Analógico
da Medida”, e enviado como um valor digital para o SCADA, discriminando o tipo da falta (a
seguir temos a lista de pontos digitais possíveis). Além dessa informação, também são
enviados a corrente de curto circuito e a distância da subestação ao local da ocorrência.
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Seguem os pontos associados à localização da Falta mapeados no SCADA enviados
via protocolo IEC pela UTR:
AGT = FALTA NA FASE A PARA TERRA
BGT = FALTA NA FASE B PARA TERRA
CGT = FALTA NA FASE C PARA TERRA
ABGT = FALTA NAS FASES AB PARA TERRA
CAGT = FALTA NAS FASES AC PARA TERRA
BCGT = FALTA NAS FASES BC PARA TERRA
ABCT = FALTA TRIFASICA
ABCG = FALTA TRIFASICA PARA TERRA
ABT = FALTA NAS FASES AB
BCT = FALTA NAS FASES BC
CAT = FALTA NAS FASES CA
DIST = DISTANCIA DA FALTA
ICC = CORRENTE DE CURTO CIRCUITO
Seguem os pontos associados à localização da Falta mapeados no protocolo DNP,
entre a UTR e o relé:
CTFA = CAUSA E TIPO DA FALTA**************IND_DNP = 105
DIST = DISTANCIA DA FALTA********************IND_DNP = 106
ICC = CORRENTE DE CURTO CIRCUITO****IND_DNP = 107
Através desse algoritmo que pode rodar tanto na UTR como no SCADA é garantida a
distância mostrada nas telas do Supervisório, desde que os parâmetros de graduação
exigidos pelo relé e necessários para o cálculo da distância de falta estejam corretamente
configurados. Depois desse desenvolvimento, as distâncias disponibilizadas agregaram
mais confiabilidade ao sistema e por isso foi possível diminuir sensivelmente a duração das
faltas no sistema de transmissão e distribuição da COELBA.
EQUIPAMENTOS ONDE FOI CONFIGURADO O ALGORITMO
De posse da informação dos valores válidos de CTFA e proposta uma lógica para
avaliar esses valores, foi estudada as funcionalidades existentes em cada UTR utilizada
pela COELBA e também no SCADA, a fim de que tanto o comando para a liberação dos
eventos quanto o filtro da distância válida fossem realizados automaticamente.
No início somente a UTR C50 da Foxboro disponibilizava uma ferramenta em
linguagem SALL (Calculation) onde era possível desenvolver qualquer tipo de rotina. Por
esse motivo, esse foi o primeiro equipamento onde testamos o algoritmo, obtendo sucesso.
As outras UTR existentes nas subestações necessitavam de algum desenvolvimento
por parte do fabricante para rodar estas rotinas. Naquele momento, a fim de padronizar
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todas as informações de distância disponibilizadas no SCADA, preferiu-se configurar o
algoritmo no próprio SCADA, para as subestações onde tinha estes reles e não tinham UTR
C50. Então, o outro sistema onde rodava as rotinas de comando para liberar o buffer e filtro
da distância foi no SCADA SHERPA. Tempos depois, esse algoritmo foi desenvolvido
também no gateway xOMNIlink,desenvolvido pela CONCERT e na UTR Elitel 5000, da
ELIOP.
Atualmente a COELBA só adquire UTR que seja possível rodar estas lógicas. Isso é
importante para diminuir o processamento no SCADA no que diz respeito às rotinas dos
vários equipamentos onde tem instalado reles SEL que necessitem desse filtro e repassar
ao SCADA o mínimo de informações necessárias.
Este ano a COELBA estará substituindo seu antigo SCADA pelo SAGE. Como nele é
possível desenvolver qualquer tipo de rotina, os algoritmos que ainda rodam no SHERPA
passarão a rodar no SAGE.
RESULTADOS OBTIDOS COM ESSE DESENVOLVIMENTO
A disponibilização da distância de falta no Centro de Controle através do SCADA
vem se constituindo uma importante ferramenta para a COELBA na sua constante busca em
cumprir seus objetivos de qualidade de fornecimento, otimização dos recursos disponíveis e
das despesas operacionais.
Havia inicialmente uma grande descrença dos controladores do sistema quando
verificavam os valores de distância que eram disponibilizados no SCADA porque em sua
maioria não eram relativos a uma falta (caracterizava-se numa partida onde não atuavam as
unidades de proteção). Com o filtro que faz a verificação do CTFA, as distâncias enviadas
ao SCADA são garantidamente em virtude de um disparo da proteção, ou seja, uma
ocorrência no sistema.
É importante registrar que, para as subestações onde o algoritmo roda na própria
UTR os resultados foram mais satisfatórios principalmente porque os algoritmos que rodam
no SCADA são mais limitados e geram grande processamento no sistema. O resultado mais
satisfatório foi obtido com a UTR C50, que tem intrinsecamente uma ferramenta em
linguagem aberta que disponibiliza muitas possibilidades de configuração. Até o final do ano
de 2009 o Sistema de Operação da COELBA sofrerá uma mudança no seu SCADA que
passará a ser o SAGE do CEPEL. Com ele será possível melhorar muito esse algoritmo
para as subestações cuja UTR não seja possível rodar essa rotina.
Para a equipe de manutenção corretiva, a maior vantagem em dispor da distância da
subestação até o provável local da falta está na redução dos tempos para localizar os
defeitos e possibilitar maior agilidade nas manobras de recomposição do sistema, isolando
apenas o menor trecho possível para inspeção e manutenção corretiva. Economicamente,
observa-se a redução de custos com os deslocamentos e a quantidade de equipes
necessárias para os procedimentos de testes e inspeção de linhas de distribuição. Outro
ganho que podemos incluir é a redução do número de operações dos equipamentos em
condições de curto circuito, o que contribui para o aumento da vida útil dos equipamentos e
dos componentes do sistema elétrico. O aumento da segurança de pessoas é também
outro benefício relevante, pois quanto menor a quantidade de testes necessários à
localização de defeitos, maior é a segurança para quem trabalha na rede e para a
população que eventualmente esteja próxima aos locais de defeito.
As reduções expressivas no DEC e FEC obtidas pela COELBA, comparando o ano
de 2001, quando se concluiu a digitalização das primeiras subestações, com o ano 2008
(35,33 e 42,90%, respectivamente), é uma prova dos benefícios da digitalização de
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subestações, e por conseqüência, da indicação da distância de faltas nos Centros de
Operação feita através do sistema SCADA. Dentro do programa de automação de
subestações, inclusive, foi inserido automações parciais, de bays específicos de linhas de
distribuição e de subtransmissão, com o objetivo de ampliar o uso da informação de
distância de falta nos Centros de Operação.
Um grande exemplo deste programa foi à instalação de reles digitais em sete bays
numa subestação da Transmissora na região Oeste do estado, feita em parceria com a
mesma. Estes sete bays são responsáveis pelo suprimento de treze subestações com
tensão primária igual a 69 ou a 138 kV e de vinte com tensão primária igual a 34,5 kV,
envolvendo mais de 200.000 clientes. A distância de faltas, dentre outras informações, é
disponibilizada em tempo real no Centro de Operação de Sistemas (COS) da COELBA.
Após esta implementação, ocorrida em 2006, o DEC e o FEC, segmento Subtransmissão da
Região Oeste, caíram respectivamente 57,81 e 63,05% (redução destes indicadores
verificada entre os anos 2005 e 2007).
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CONCLUSÃO
Atualmente existem mais de 2000 relés de proteção instalados em linhas de
subtransmissão (69KV e138KV) e linhas de distribuição (11,9KV, 13,8KV e 34,5KV) na
COELBA. Observando esse número ficou evidente a necessidade de explorar seus recursos
de forma que agregasse mais informações relevantes à operação do sistema em tempo real.
A pretensão desse trabalho foi de divulgar os resultados bastante satisfatórios que
foram obtidos com a utilização dos algoritmos fornecendo dados válidos de localização de
falta calculados por esse IED. Até porque, as dificuldades listadas ao longo desse informe,
em disponibilizar esses dados através do protocolo DNP nos estimularam a buscar
alternativas que fornecessem essas informações com maior confiabilidade.
Todas essas informações podem ser adquiridas através do próprio relé acessando-o
direta ou remotamente, mas a intenção é trazer esse dado de uma maneira espontânea ao
SCADA que é a ferramenta em tempo real utilizada para operar/restabelecer o sistema
elétrico.
É importante registrar que nada disso seria possível caso esses relés não
estivessem devidamente parametrizados com as seguintes informações: RTC (Relação do
transformador de corrente), RTP (Relação do transformador de tensão), Z1MAG (Módulo de
impedância de seqüência positiva), Z1ANG (Ângulo da impedância de seqüência positiva),
Z0MAG (Módulo de impedância de seqüência zero), Z0ANG (Ângulo da impedância de
seqüência zero), LL (Comprimento da Linha) e EFLOC (Ativação da função).
Embora esse assunto já tenha sido bastante divulgado, acredito ser de grande
importância trazer experiências bem sucedidas para que sejam vislumbradas alternativas de
acesso a essa informação a todas as empresas do setor elétrico.
AGRADECIMENTOS
Agradecimentos pela disponibilidade em tirar dúvidas sobre esse assunto e por
agregar informações relevantes a esse trabalho a:
Eng o . Rogério Ferraz – COELBA
EAAS – Unidade de Planejamento e Automação de Sistemas Integrados – COELBA
EAPR (Unidade de Proteções) – COELBA
SEL Brasil
CDI Power
ELIOP
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BIBLIOGRAFIA
[1] CUNHA, Jorge G. & SAKAKI, Carlos & AYELLO, Fernando P. & ALZATE, Julian.
Implantação de Centro de Gestão da Proteção na COELBA. In: VII Seminário Técnico de
Proteção e Controle, 2003, Rio de Janeiro – RJ
[2] F S Silva, A B Guimarães e R Ferraz, “Uso de Relés com Localização de Falta em
LD na Coelba. SENDI 2004 - XV1 SEMINÁRIO NACIONAL DE DISTRIBUIÇÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA, 2005, Brasília – DF
[3] S.E. Lessa e Silva, “Exploração de Recursos de Automação de Subestações”, VII
SIMPASE, Setembro 2007, Salvador-Ba
[4] Data Sheet SEL-351A, 1999-2007 por Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.,
www.selinc.com.br.
[5] Manual de Configuração UTR C50 – Foxboro, CDI Power, 2002, Curitiba-PR
[6] Manual de Configuração da Base de Dados do SHERPA, ELIOP, 1999, Madrid-
Espanha
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