Coordenação de Proteções de Redes de Alta Tensão com ... · À EDP Distribuição pela...

Coordenação de Proteções de Redes de Alta Tensão

com Geração Renovável

Gonçalo Nuno Lopes Belchior

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em

Engenharia Eletrotécnica e de Computadores

Júri

Presidente: Professor Doutor Eng.º Paulo Branco

Orientador: Professor Doutor Eng.º José Luís Pinto de Sá

Vogais: Professor Doutor Eng.º José Ferreira de Jesus

Mestre Eng.º Miguel Louro

Dezembro 2011

I

Dedicatória

Ao meu mestre e amigo, pessoa sábia, alegre, bondosa, pessoa que me fazia querer parar o

tempo e aproveitar cada momento na sua presença, cada conversa no quintal, cada passeio no

terreno, pessoa que me ensinou a escutar, a ver, a pensar. Foi um dos pilares da minha vida, do qual

tenho um enorme orgulho, e estou certo que também ele tem orgulho em mim, e ficaria honrado em

me ver formado como engenheiro.

Infelizmente durante o meu percurso académico, e com grande pesar meu, deixou de estar

presente, e é com uma enorme saudade e uma imensa vontade de honrar o seu nome que lhe dedico

este trabalho.

Em memória do meu avô Manuel Ferreira Lopes.

III

Agradecimentos

A realização desta dissertação finda uma importante etapa, cheia de emoções e repleta de

momentos marcados por pessoas dentro e fora do Instituto Superior Técnico. Gostaria aqui de

agradecer a todos aqueles que de alguma forma se cruzaram no meu caminho e me levaram a traçar

este rumo do qual muito aprendi e me fez crescer não só ao nível intelectual mas humano. Espero,

sinceramente, que com o fim desta etapa as amizades perdurem para a próxima e em muitas outras

etapas da minha vida.

Em primeiro lugar agradeço ao meu orientador o Professor Doutor José Luís Pinto Sá pelo

sentido crítico e pela sua preciosa ajuda que me encaminharam na direção certa.

À EDP Distribuição pela disponibilização dos dados de uma porção da sua rede de Alta Tensão,

com os quais foi possível o desenvolvimento deste trabalho.

Ao meu pai pelo seu enorme coração e companheirismo, à minha mãe pela racionalidade e afeto,

ao meu irmão, confidente e amigo, aos três estou imensamente grato pelo incondicional apoio e

presença nos momentos bons e nos momentos difíceis.

À minha avó, pessoa que me surpreende e fascina todos os dias com a sua energia, com a sua

maneira de ser, e que sempre me incentivou ao longo do meu curso. Aos meus tios pelo

conhecimento e pela ajuda que me deram.

Aos que me acompanharam ao longo da vida académica, partilhando alegrias e superando

dificuldades, que mais que colegas são meus amigos, a todos eles agradeço, dos quais gostaria de

destacar e fazer um agradecimento especial ao Rui Parreira, André Jorge e Alexandre Lopes.

V

Resumo

A coordenação de proteções é um problema estratégico para as empresas do sector da energia

elétrica, afetando muitos aspetos do transporte, da fiabilidade e da exploração. Esta coordenação,

dependente da topologia da rede, das características e dos critérios das proteções, conduz à

necessidade de desenvolver soluções analíticas e sistemáticas que abrangem sistemas de grande

dimensão.

O objetivo desta tese é a proposta de um conjunto de métodos e o desenvolvimento de scripts e

macros, nomeadamente, recorrendo ao auxílio do programa “Computer-Aided Protection Engineering”

(CAPE), que permitam, de forma autónoma e automática, analisar o comportamento, face a um curto-

circuito, de todas as proteções de distância existentes numa rede de Alta Tensão, identificando os

perfis de geração mais influentes para cada proteção, ou seja, os que contribuem com uma maior

variação nos “infeeds” por ela vistos.

Foram desenvolvidas macros para identificar e modelar a geração presente na rede que

efetivamente contribui para um dado curto-circuito. Foram modeladas a geração proveniente da Muito

Alta Tensão e a produção eólica consoante a topologia da rede e o defeito em causa de modo a

cumprir as imposições da legislação portuguesa. Os escalões de cada proteção foram coordenados

probabilisticamente, empregando uma metodologia desenvolvida nos anos 90 para redes de

Transmissão e aplicada à rede portuguesa, tendo em conta os erros de medida intrínsecos da

proteção e os perfis de geração mais influentes obtidos após as modelações.

A principal inovação do presente trabalho consiste na articulação automatizada de algoritmos

programados em MATLAB com macros programadas em CAPE.

Palavras-chave:

Coordenação de Proteções, Proteção de Distância, Rede de Alta Tensão, Produção Eólica,

“Computer-Aided Protection Engineering”, Automação, Otimização.

VII

Abstract

The protective relay coordination is a strategic issue for electricity companies which affects the

transportation, operation and reliability of the system. Since this coordination varies with the network

topology and with the characteristics and criteria of the relays, there is a need to develop systematic

and analytical solutions to cover large scale systems.

The main goal of this thesis is to propose a set of methods and to develop scripts and macros, in

particular, using the "Computer-Aided Protection Engineering", to, autonomously and automatically,

study the distance relay behavior when a fault is simulated in the network. All the distance relays in

the High Voltage Network are analyzed in this short-circuit study and the most important generation

profiles, with greater infeed variation, for each distance relay, are identified.

Macros were developed to identify and model the generation in the network that effectively

contributes to a fault. Very High Voltage generation was modeled and also the wind generation for

each network topology and simulated fault, fulfilling the imposed limitations of the Portuguese

legislation. The zones of each distance relay are probabilistically coordinated, using a methodology

developed in the nineties for transmission networks and applied to the Portuguese Transmission grid,

bearing in mind the inherent measurement errors and the most influent generation profiles obtained

after modeling.

The main innovation of this work consists in the automated joint of algorithms programmed in

MATLAB with macros programmed in CAPE.

Keywords:

Protective Relay Coordination, Distance Relays, High Voltage Network, Wind Generation,

Computer-Aided Protection Engineering, Automation, Optimization.

IX

Índice

1. Introdução ........................................................................................................................................ 1

1.1. Objetivos da Tese ............................................................................................................ 1

1.2. Organização da Dissertação ........................................................................................... 2

2. Enquadramento ................................................................................................................................ 5

2.1. A Rede Elétrica Nacional ................................................................................................. 5

2.1.1. A Produção em Regime Especial e Ordinário ............................................................. 6

2.1.2. A Produção Eólica ....................................................................................................... 7

2.2. A Proteção de Distância .................................................................................................. 8

2.2.1. Utilização da Proteção de Distância na Rede de Alta Tensão .................................... 9

2.2.2. Regulação Clássica das Proteções de Distância ...................................................... 10

2.2.3. Influência dos “Infeeds” ............................................................................................. 13

2.2.4. Abordagens de Coordenação das Proteções de Distância ...................................... 15

2.3. Software utilizado .......................................................................................................... 15

2.3.1. O CAPE ..................................................................................................................... 15

2.3.2. O MATLAB ................................................................................................................. 16

3. Modelação da Produção Eólica ..................................................................................................... 17

3.1. Modelo do Parque Eólico .............................................................................................. 17

3.2. Regulamento da Produção Eólica ................................................................................. 22

3.3. Algoritmo Iterativo Aplicado aos Parques Eólicos ......................................................... 25

4. Rede de Alta Tensão no CAPE ...................................................................................................... 29

4.1. Perfis de Geração .......................................................................................................... 29

4.2. Equivalentes da Geração presente na Rede ................................................................ 34

4.3. Proteções de Distância no CAPE .................................................................................. 35

4.4. Principais alterações no CAPE para aplicação das Macros ......................................... 38

5. Abordagem Probabilística .............................................................................................................. 41

5.1. Organização dos Programas ......................................................................................... 41

5.1.1. Fases de Execução dos Programas .......................................................................... 41

5.1.2. Funcionalidades ......................................................................................................... 43

5.2. Programas Desenvolvidos em MATLAB ....................................................................... 45

5.2.1. Programa Principal .................................................................................................... 45

5.2.2. Programa Gerador do Ficheiro de Execução de Macros .......................................... 45

X

5.2.3. Programa de Regulação de Proteções de Distância ................................................ 46

5.3. Macros Desenvolvidas no CAPE ................................................................................... 60

5.3.1. Macro Geradora de Matriz de Combinações ............................................................ 60

5.3.2. Macro Geradora do Equivalente dos Parques Eólicos .............................................. 60

5.3.3. Macro Principal .......................................................................................................... 61

5.3.4. Macro de Escrita de Ficheiros ................................................................................... 67

5.3.5. Macro para Atualização dos Escalões das Proteções .............................................. 67

6. Resultados ..................................................................................................................................... 69

6.1. Resultados da Modelação da Produção Eólica ............................................................. 69

6.2. Resultados da Coordenação de Proteções ................................................................... 72

7. Conclusões e Trabalhos Futuros ................................................................................................... 81

7.1. Conclusão ...................................................................................................................... 81

7.2. Trabalhos Futuros ......................................................................................................... 83

Referências Bibliográficas ..................................................................................................................... 85

Anexo A: Macro atualizaprotec.mac ...................................................................................................... 87

Anexo B: Macro geracaorede.mac ........................................................................................................ 91

Anexo C: Script principal.m ................................................................................................................... 93

XI

Lista de tabelas

Tabela 3.1: Dados do equivalente de cada parque eólico da rede em estudo. .................................... 22

Tabela 4.1: Valores máximos e mínimos de correntes de defeito trifásico. .......................................... 32

Tabela 4.2: Geração presente na rede AT. ........................................................................................... 33

Tabela 4.3: Parâmetros do modelo SEL-321-5 da Schweitzer. ............................................................ 36

Tabela 5.1: Scripts desenvolvidos em MATLAB. .................................................................................. 43

Tabela 5.2: MACROS desenvolvidas no CAPE. ................................................................................... 44

Tabela 5.3: Linha da Matriz Zescalao. .................................................................................................. 56

Tabela 5.4: Matriz Zescalao. ................................................................................................................. 57

Tabela 5.5: Primeira linha da Matriz Zescalao com a regulação do 3º escalão. .................................. 59

Tabela 6.1: Ciclos do Algoritmo de Modelação da Produção Eólica. ................................................... 70

Tabela 6.2: Excerto dos dados do CAPE para a parte 3 da rede. ........................................................ 73

Tabela 6.3: Matriz Zescalao para a parte 3 da rede. ............................................................................ 74


Tabela 6.5: Excerto da matriz Zescalao para a parte 4 da rede. .......................................................... 76


Tabela 6.7: Excerto da matriz Zescalao para a parte 7 da rede. .......................................................... 78

Tabela 6.8: Excerto dos dados do CAPE para a parte 10 da rede. ...................................................... 79

Tabela 6.9: Excerto da matriz Zescalao para a parte 10 da rede. ........................................................ 80

XIII

Lista de figuras

Figura 2.1: Paradigma antigo da rede elétrica. ....................................................................................... 5

Figura 2.2: Paradigma atual da rede elétrica. ......................................................................................... 6

Figura 2.3: Evolução das produções líquidas e do consumo - RESP. [7] .............................................. 7

Figura 2.4: Exemplo de uma rede com “infeeds”. ................................................................................. 13

Figura 2.5: Diagrama de impedâncias: ................................................................................................. 14

a) Considerando todos os “infeeds” (I1 e I2). ..................................................................... 14

b) Sem um dos “infeeds” (I1). ............................................................................................. 14

Figura 2.6: Diagrama de impedâncias: ................................................................................................. 14

a) Não considerando “infeeds”. ......................................................................................... 14

b) Com um dos “infeeds” (I2).............................................................................................. 14

Figura 3.1: Esquema representativo da máquina de indução de rotor em gaiola. [14] ........................ 18

Figura 3.2: Esquema representativo da máquina de indução duplamente alimentada. [14] ................ 19

Figura 3.3: Esquema representativo da máquina assíncrona de velocidade variável. [14] .................. 20

Figura 3.4: Esquema típico de um parque eólico. ................................................................................. 21

Figura 3.5: Esquema equivalente: ......................................................................................................... 21

a) dos parques eólicos previamente na rede em estudo. ................................................. 21

b) obtido para cada parque eólico. .................................................................................... 21

Figura 3.6: Curva tensão-tempo da capacidade exigida aos parques para suportarem cavas de

tensão. ................................................................................................................................................... 23

Figura 3.7: Curva de fornecimento de reativa pelos parques eólicos durante cavas de tensão. ......... 23

Figura 3.8: Fluxograma do algoritmo para determinação dos equivalentes do gerador dos parques.. 25

Figura 3.9: Esquema monofásico equivalente para os centros electroprodutores. .............................. 27

Figura 4.1: Rede de AT utilizada no CAPE. .......................................................................................... 29

Figura 4.2: Porção da rede com a subestação SUBGMAT1 com a geração representativa da MAT. . 30

Figura 4.3: Evolução da disponibilidade (%). [7] ................................................................................... 30

Figura 4.4: Incentivo ao aumento de disponibilidade. [19] .................................................................... 31

Figura 4.5: Taxa combinada de disponibilidade. [19] ............................................................................ 32

Figura 4.6: Esquema monofásico equivalente para os centros electroprodutores. .............................. 34

Figura 4.7: Esquema monofásico equivalente da geração proveniente da MAT. ................................ 35

Figura 4.8: Característica Mho com a regulação do 1ºescalão da proteção. ....................................... 36

Figura 4.9: Representação das ligações definidas pelo CAPE para os TI’s e TT’s. ............................. 37

Figura 5.1: Esquema representativo das fases de execução dos programas. ..................................... 41

Figura 5.2: Ficheiro perfisCAPE.txt. ...................................................................................................... 46

Figura 5.3: Ficheiro SAIDACAPE.txt. .................................................................................................... 47

Figura 5.4: Ficheiro PERFISGERACAO.txt. .......................................................................................... 47

Figura 5.5: Distribuição Normal para o 1º escalão. ............................................................................... 48

Figura 5.6: Probabilidade Acumulada de atuação da proteção em 1º escalão. ................................... 49

XIV

Figura 5.7: Probabilidade Acumulada de não atuação da proteção em 1º escalão. ............................ 50

Figura 5.8: Impedância vista pela proteção para curto-circuito no final da menor linha vizinha tendo

em conta os “infeeds”. ........................................................................................................................... 51

Figura 5.9: Impedância vista pela proteção para curto-circuito a 10%, 50% e 100% da menor linha

vizinha tendo em conta os “infeeds”. ..................................................................................................... 52

Figura 5.10: Impedância vista pela proteção para curto-circuito a 10%, 50% e 100% da menor linha

vizinha tendo em conta os “infeeds” e os erros de medida. .................................................................. 52

Figura 5.11: Probabilidades acumuladas de 2º escalão da proteção secundária e 1º escalão da

primária. ................................................................................................................................................. 53

Figura 5.12: Coordenação do 2º escalão da proteção com o 1º da proteção a jusante. ...................... 54

Figura 5.13: Impedância vista pela proteção para curto-circuito no final da maior linha vizinha tendo

em conta os “infeeds” e os erros de medida de 4º escalão. ................................................................. 55

Figura 5.14: Regulação do 4º escalão para a proteção em estudo. ..................................................... 55

Figura 5.15: Probabilidades acumuladas de 3º escalão da proteção secundária e 2º escalão da

primária. ................................................................................................................................................. 58

Figura 5.16: Coordenação do 3º escalão da proteção com o 2º da proteção a jusante. ...................... 58

Figura 5.17: Ficheiro comparaprotec.txt. ............................................................................................... 59

Figura 5.18: Ficheiro ZescCAPE.txt. ..................................................................................................... 59

Figura 5.19: Variação da impedância vista pela proteção para diferentes perfis de geração. ............. 63

a) Exemplo de uma proteção regulada no CAPE sem ter em conta os “infeeds”. ............ 63

b) Esquema representativo das correntes que influenciam a impedância vista pela

proteção. ....................................................................................................................................... 63

Figura 6.1: Parte 3 da rede de AT utilizada no CAPE. .......................................................................... 73



Figura 6.4: Parte 10 da rede de AT utilizada no CAPE. ........................................................................ 78

XV

Lista de símbolos

AT Alta Tensão

BT Baixa Tensão

CAPE “Computer-Aided Protection Engineering”

CUPL “Cape User’s Programming Language”

EDP Energias de Portugal

ERSE Entidade Reguladora do Sector Energético

Infeeds Injeções Intermédias de Corrente

LZOP Zonas Locais de Proteção

MAT Muito Alta Tensão

MIDA Máquina de Indução Duplamente Alimentada

MIRG Máquina de Indução de Rotor em Gaiola

MSVV Máquina Síncrona de Velocidade Variável

MT Média Tensão

PRE Produção em Regime Especial

PRO Produção em Regime Ordinário

REE Redes de Energia Elétrica

REN Redes Energéticas Nacionais

RND Rede Nacional de Distribuição

RNT Rede Nacional de Transporte

SEE Sistema de Energia Elétrica

SIR “System Impedance Ratio”

SQL “Structured Query Language”

TI Transformador de Corrente

TT Transformador de Tensão

1

1. Introdução

Ser Engenheiro Eletrotécnico e poder ter um papel ativo no projeto e desenvolvimento do monu-

mental sistema de energia elétrico com todos os seus elementos de maior ou menor complexidade,

não é só, e por si só gratificante, incute um forte sentido de responsabilidade e de seriedade e é uma

forma aliciante de fazer parte de algo que está em continua evolução e é de uma enormidade e vulne-

rabilidade extraordinárias.

Ora é de grande importância todo o sistema, e por isso, têm sido estudadas ao longo dos tempos

maneiras de aperfeiçoar o seu funcionamento, nomeadamente através da coordenação ótima das

proteções nele existentes, como apresentado nas teses do Eng.º João Afonso [1] e do Eng.º Reis

Rodrigues [2] orientadas pelo Prof. Pinto de Sá, ao nível da rede de Muito Alta Tensão (MAT).

A rede de AT que outrora havia sido meramente radial, tem sofrido grandes alterações na sua to-

pologia com a chegada da geração distribuída, nomeadamente, com a introdução significativa de

parques eólicos.

Esta variação na topologia da rede e as novas imposições por parte da legislação portuguesa aos

parques eólicos obriga a repensar métodos e pressupostos outrora definidos.

A corrente tese visa, portanto, a rede de Alta Tensão (AT) e como otimizar o seu funcionamento e

o funcionamento dos seus elementos, coordenando de forma mais convenientemente possível as

proteções que a constituem. Devido à sua importância, nesta rede, o estudo de coordenação é feito

para as proteções de distância.

Os programas utilizados, para o efeito, muitas vezes não permitem a análise pretendida, limi-

tando-a a conceitos pré-definidos e pouco adequados. Por isso é necessária a combinação de várias

valências de cada programa, viabilizando, assim, um casamento perfeito de métodos e conceitos que

permita otimizar e automatizar estratégias de coordenação.

1.1. Objetivos da Tese

O objetivo desta tese é a proposta de um conjunto de métodos e o desenvolvimento de scripts em

MATLAB e macros recorrendo ao auxílio do programa “Computer-Aided Protection Engineering”

(CAPE), que permitam, de forma autónoma e automática, analisar o comportamento, face a um curto-

circuito, de todas as proteções de distância existentes numa rede de Alta Tensão, identificando os

perfis de geração mais influentes para cada proteção, ou seja, os que contribuem com uma maior va-

riação nos “infeeds” por ela vistos.

Os perfis de geração são constituídos por toda a geração presente na rede de AT, geração eólica,

geração térmica e hídrica e geração representativa da MAT. No entanto, a rede disponibilizada, está

Capítulo 1: Introdução

2

dividida em dez partes, e portanto, pretende-se desenvolver uma estratégia que com o auxílio de ma-

cros permita identificar a geração presente em cada porção da rede e que efetivamente contribua

para o curto-circuito simulado.

Para a simulação dos diferentes perfis pretende-se desenvolver macros que permitam modelar

cada geração da maneira mais adequada, ao seu comportamento na rede, aquando de um defeito.

Sendo assim, pretende-se criar macros que modelem a geração proveniente da Muito Alta Tensão

para dois perfis de correntes, mínimas e máximas de curto-circuito, e que simulem a abertura das

centrais térmicas e hídricas quando a tensão nos seus barramentos do lado da rede é inferior a 0.85

pu. É criada ainda outra macro para modelar a produção eólica consoante a topologia da rede e o

defeito em causa de modo a cumprir as imposições da legislação portuguesa.

Para regular os escalões das proteções de distância pretende-se utilizar uma coordenação proba-

bilística, empregando uma metodologia desenvolvida nos anos 90 para redes de Transmissão e apli-

cada à rede portuguesa, tendo em conta os erros de medida intrínsecos da proteção e os perfis de

geração mais influentes obtidos após as modelações.

Pretende-se, assim, articular de forma automatizada algoritmos programados em MATLAB com

macros programadas no CAPE, com o intuito de obter a coordenação ótima de todas as proteções de

distância da rede.

1.2. Organização da Dissertação

A presente dissertação está dividida em sete capítulos.

No Capítulo 1 é feita uma breve descrição dos objetivos da tese e a organização da dissertação.

No Capítulo 2 é feito o enquadramento deste trabalho, tendo em conta o tipo de rede e o tipo de pro-

teção em estudo. Descreveu-se as abordagens comummente utilizadas na coordenação deste tipo de

proteções para a rede de AT e propôs-se justificadamente a abordagem probabilística estudada e de-

senvolvida nesta tese, e o software utilizado.

No Capítulo 3 fez-se referência ao modo como se abordou a produção eólica, como se obtiveram

e analisaram os equivalentes dos parques eólicos e como foi aplicado um algoritmo para modelar o

seu comportamento, imposto pelo regulamento, aquando de um defeito na rede.

São descritas, no Capítulo 4, as principais considerações tomadas nesta tese em relação à rede

de AT estudada, nomeadamente, quanto ao tipo de produção presente neste tipo de redes. Neste ca-

pítulo estão mencionados todos os ajustes realizados para a aplicação das macros no CAPE à rede

disponibilizada pela EDP.

Ao longo do Capítulo 5 foi feita a descrição dos programas concebidos e do seu funcionamento. A

forma como os programas são executados, como obtém os dados e fazem o seu tratamento é abor-

dada ao pormenor neste capítulo.


3

A análise dos resultados obtidos é explicada no Capítulo 6. No Capítulo 7 é feito um resumo e

uma conclusão ao trabalho realizado, sendo, ainda, abordados possíveis trabalhos futuros como

forma de poder tirar partido do estudo realizado nesta tese.


4

5

2. Enquadramento

2.1. A Rede Elétrica Nacional

A rede elétrica nacional é constituída pela Rede Nacional de Transporte (RNT) que corresponde à

rede de Muito Alta Tensão (MAT) – 400, 220 e 150 kV – cuja concessão foi concedida pelo estado à

Redes Energéticas Nacionais (REN), e, pela Rede Nacional de Distribuição (RND), rede de Baixa

Tensão (BT), Média Tensão (MT) e Alta Tensão (AT), concessionada pela Energias de Portugal Dis-

tribuição (EDP Distribuição). [3]

As redes de distribuição possibilitam o escoamento da energia elétrica que aflui dos centros

electroprodutores e das interligações às subestações da RNT para as instalações consumidoras.

As redes de distribuição são constituídas por linhas aéreas e por cabos subterrâneos, de alta ten-

são (60 kV), de média tensão, fundamentalmente 30 kV, 15 kV e 10 kV, e de baixa tensão (400/230

V). Estas redes englobam ainda redes de pequena dimensão a 132 kV, na zona norte do país, e a 6

kV, na zona sul.

Além das referidas linhas e cabos, as redes de distribuição são constituídas por subestações,

postos seccionadores, postos de transformação e equipamentos acessórios ligados à sua exploração.

Fazem ainda parte destas redes as instalações de iluminação pública e as ligações a instalações

consumidoras e a centros electroprodutores.

As redes de transporte e distribuição de energia elétrica existentes foram inicialmente

arquitetadas e concebidas para estabelecer a ligação de centrais de grande dimensão, muitas vezes

em locais afastados, aos centros de consumo.

Figura 2.1: Paradigma antigo da rede elétrica.

Central Eléctrica Transformador Subestação MAT/AT

Cliente

Residencial

Posto de

Transformação

Cliente

Industrial

Subestação AT/MT

3-36 kV 400kV 400kV

Rede de

Transporte

Rede de AT

60kV

0,4kV Rede de MT 10, 15, 30 kV

Capítulo 2: Enquadramento

6

No entanto, as redes de distribuição, à semelhança da rede de transporte, vão evoluindo ao longo

do tempo, sendo necessário o seu reforço e modernização, designadamente no que respeita à capa-

cidade de satisfação dos consumos com os necessários níveis de qualidade e minimizando as perdas

nas redes. De igual modo, as redes devem adaptar-se à evolução geográfica dos consumos e dos

novos centros electroprodutores, nomeadamente produtores em regime especial, assegurando a sua

ligação à rede com características técnicas adequadas.

Figura 2.2: Paradigma atual da rede elétrica.

Da integração desta nova geração dita descentralizada, resulta um Sistema de Energia Elétrica

(SEE) em que o trânsito de energia é bidirecional em oposição aos SEEs tradicionais em que fluía

num único sentido, dos grandes produtores para os consumidores [4]. Esta alteração no paradigma

da rede de energia elétrica (figura 2.2) obriga a repensar métodos, pressupostos e estratégias de

proteção e controlo.

Apesar do propósito deste tipo de geração ser a de aumentar a capacidade de satisfação dos

consumos, tirando partido dos recursos disponíveis localmente, e, se possível, reduzir perdas, exis-

tem impactos na qualidade de energia e no sistema de proteções que não podem ser desprezados

[5].

As alterações na topologia da rede afetam o funcionamento das proteções outrora reguladas e

coordenadas para um sistema radial, sendo necessário repensar a sua coordenação.

2.1.1. A Produção em Regime Especial e Ordinário

Em Portugal não existem recursos conhecidos de petróleo ou de gás natural e os recursos dispo-

níveis de carvão estão praticamente extintos. Assim, o país viu-se confrontado com a necessidade de

desenvolver formas alternativas de produção de energia, nomeadamente, promovendo e incentivando

a utilização dos recursos energéticos endógenos [6].

A produção no Sistema Elétrico Nacional é constituída pela Produção em Regime Ordinário

(PRO), cuja produção de eletricidade é baseada em fontes não renováveis (centrais termoelétricas

Cliente/Produtor

Microgeração

Posto de

Transformação

Cliente

Industrial

Subestação AT/MT

Parque Eólico

Central Elétrica Transformador Subestação MAT/AT


7

clássicas, gás natural, carvão, gasóleo) e em grandes centros electroprodutores hídricos, e pela Pro-

dução em Regime Especial (PRE), que engloba centrais de cogeração, de biomassa e a produção

elétrica a partir de fontes de energia renováveis (parques eólicos, fotovoltaicos e mini-hídricas). [7]

Figura 2.3: Evolução das produções líquidas e do consumo - RESP. [7]

Como se pode observar pela figura anterior a PRE (a rosa), embora constitua uma parcela redu-

zida, registou um aumento significativo ao longo dos últimos anos. No entanto, a sua contribuição

para a satisfação dos consumos ainda é pequena tendo em conta a PRO (figura 2.3). Isto deve-se ao

facto da PRE não ser despachável, ou seja, tem capacidade reduzida de adaptar a sua produção às

variações do consumo. Como o padrão de consumo de energia elétrica é altamente variável no

tempo, é necessário que o sistema possua fontes de energia controláveis (maioritariamente PRO),

capazes de promover o encontro entre a geração e o consumo. [7]

2.1.2. A Produção Eólica

Atualmente assiste-se a um acentuado desenvolvimento da energia eólica em Portugal, cujas

principais causas são indicadas nos seguintes tópicos [6]:

A restruturação do sector elétrico, iniciada em 1995 e reforçada em 2006, estabelecendo o

aprofundamento da liberalização e a promoção da concorrência nos mercados energéticos,

com o consequente fim da situação de monopólio efetivo detido pela EDP.

A publicação de legislação específica com o fim claro de promover o desenvolvimento das

energias renováveis, designadamente através da agilização de procedimentos administrativos

com o objetivo de melhorar a gestão da capacidade de receção e a introdução de tarifários de

venda de energia de origem renovável à rede pública, baseados numa remuneração muito

atrativa, diferenciada por tecnologia e regime de exploração.

A aprovação das “Diretivas das Renováveis”, cuja aplicação em Portugal levou o Governo a

definir metas ainda mais ambiciosas para a penetração das energias renováveis, designada-

mente a energia eólica, com a previsão de ter 5100 MW instalados em 2012.


8

A geração eólica faz parte da geração distribuída presente no Sistema Elétrico Nacional, e por-

tanto, tem influência na variação da qualidade da energia da rede, no entanto, com o regulamento em

vigor os parques eólicos passam, aquando da ocorrência de defeitos, a ter de realizar suporte de rea-

tiva de modo a que a tensão da rede se mantenha. Portanto, esta obrigação imposta pelo regula-

mento aos proprietários dos parques é um assunto de algum interesse, numa perspetiva de avaliar o

impacto global do seu funcionamento na rede e consequentemente a sua influência nas proteções

nela contidas.

Para se proceder ao estudo da geração eólica, são utilizados normalmente modelos que possam

representar de forma coerente o comportamento de um parque eólico em exploração e/ou em defeito.

No presente trabalho é proposta a aplicação de um modelo criado tendo por base os dados previa-

mente disponibilizados pela EDP, e a aplicação de um método iterativo para representar o funciona-

mento do parque eólico em condições de defeito de modo a que este possa cumprir o que está no re-

gulamento português.

2.2. A Proteção de Distância

O sistema de proteção tem como função detetar a ocorrência de perturbações no Sistema de

Energia Elétrico (SEE) que ponham em causa a integridade deste, e, atuar de forma a eliminar a

avaria repondo o sistema de operação semelhante ao existente antes do defeito.

São definidos três requisitos de difícil compatibilidade para este sistema:

Sensibilidade: tem de ser capaz de detetar as anomalias mesmo que estas pareçam não existir

(curto-circuitos fortemente resistivos);

Seletividade: detetando o defeito deve comandar os dispositivos estritamente necessários à eli-

minação do mesmo;

Rapidez: deve isolar rapidamente a perturbação do resto do SEE, de modo a minimizar o des-

gaste dos materiais ou oscilações prejudiciais em grandezas que se querem estáveis.

É no compromisso e no constante equilíbrio dos requisitos mencionados que se decide os crité-

rios de coordenação adequados aos diferentes cenários de exploração.

A coordenação de sistemas de proteção é, portanto, um problema estratégico para as empresas

elétricas, afetando muitos aspetos do transporte, fiabilidade e exploração. Esta coordenação de-

pendente da topologia da rede, das características e dos critérios das proteções, conduz à necessi-

dade de desenvolver soluções analíticas e sistemáticas que abrangem sistemas de grande dimensão.

O problema da coordenação ótima das proteções não é trivial quando a rede é malhada e apre-

senta variações, por vezes bruscas, na sua topologia. Estas variações devem-se em grande parte ao

cenário de geração bastante variável dos diversos recursos nacionais, traduzindo-se num aumento de

complexidade dos critérios a adotar.


9

A proteção de Redes de Energia Elétrica (REE), especialmente em níveis de tensão muito ele-

vados, é feita primordialmente por funções de proteção de distância, uma vez que este tipo de prote-

ções é adequado a REE com topologia fortemente malhada e onde o tempo de eliminação de defei-

tos deve ser bastante reduzido. Esta é a topologia típica da rede de MAT. [8]

Já as redes de MT e BT são radiais, com uma topologia simples e com exigências não tão rigoro-

sas relativamente aos tempos de eliminação de curto-circuitos, dependem essencialmente do esforço

térmico admissível pelos equipamentos, por isso utilizam-se proteções de máxima intensidade [8]. Na

rede AT a situação é um pouco diferente.

2.2.1. Utilização da Proteção de Distância na Rede de Alta Tensão

A rede de AT tem uma topologia mais complexa relativamente às referidas no último parágrafo,

podendo-se encontrar zonas em que existam, efetivamente, malhas ou linhas em anel, assim como,

possui uma forte interligação de diversos centros electroprodutores. Para este tipo de topologia a

proteção de máxima intensidade, simples ou direcional, é incapaz de fornecer uma operação seletiva

e rápida, por isso, é utilizado outro critério para a determinação da existência e localização de defei-

tos, que é o da medida da impedância, recorrendo a proteções de distância tal como na rede de MAT.

[8]

Portanto, a função distância constitui a função de proteção principal de linhas de AT, pois a sua

característica de tempo-distância permite obter um funcionamento rápido e seletivo na deteção de

defeitos entre fases e fase-terra. Para além disso, a proteção de distância funciona como reserva a

proteções em zonas mais remotas da rede.

Este tipo de proteção é mais preciso e mais discriminativo do que a proteção de máxima intensi-

dade porque usa mais informação, combinando a medida da corrente e da tensão e obtendo, assim,

a impedância “vista” pela proteção do local onde está instalada até ao defeito (impedância aparente

de defeito) [8]. No entanto, apesar das referidas vantagens em relação às proteções de máxima in-

tensidade, as proteções de distância apresentam algumas imprecisões quando ocorrem curto-circui-

tos muito resistivos. Estes defeitos são provocados normalmente por incêndios na proximidade das li-

nhas.

Esta função pode possuir quatro ou cinco escalões de medida direcionais com característica Mho

ou poligonal e regulação independente dos alcances de cada escalão. A cada um destes escalões

estará associada uma temporização de disparo independente. Normalmente são usados apenas três

dos escalões, sendo o 4º escalão apenas utilizado em casos estritamente necessários, ou seja,

quando o 3º escalão não garante a proteção de todas as linhas vizinhas.

A característica operacional varia consoante o modelo e o fabricante. No entanto, para as moder-

nas proteções digitais, são utilizadas características poligonais, com um alcance pronunciado no eixo

real com a finalidade de tornar a proteção sensível a defeitos resistivos. As novas tecnologias digitais

permitem, portanto, a construção de características operacionais que se adaptam a diferentes situa-


10

ções. Outro exemplo é a possível limitação dos escalões mais longos de modo a que não se esten-

dam, no ângulo de carga máxima, para além do limite a partir do qual a proteção dispararia intempes-

tivamente devido a sobrecargas nas linhas.

Independentemente da característica é sempre possível caracterizar o alcance de um escalão de

distância por uma impedância operacional.

2.2.2. Regulação Clássica das Proteções de Distância

Os vários escalões podem ser definidos e regulados do seguinte modo [8]:

1º Escalão:

O 1º escalão (de atuação instantânea) tem como objetivo proteger o maior comprimento possível

de linha, garantido que nunca ocorre atuação com um defeito para lá do termo da linha, noutra linha

adjacente.

Para este escalão a impedância operacional da proteção é dada pela seguinte expressão:

( ∑ ) (2.1)

– Impedância directa da linha

– Erros de sobre alcance

Para defeitos entre fases:

Precisão do relé: 5%

Erro do TT: 3%

Precisão de cálculo dos parâmetros das linhas: 3%

+Margem de segurança: 4%

Total:

(2.2)

Para defeitos fase-terra:

A imprecisão do valor de Zh resulta da variação da resistividade do solo com as condições clima-

téricas e que se vai refletir num erro no circuito de compensação. A imprecisão de Zh é dada por:

(2.3)

Considerando que impedância varia 15% com os limites de resistividade ( ) e que a

relação

, então:

(2.4)

Assim:


11


Erro do TT: 3%


Margem de segurança: 4%

+Imprecisão do valor de Zh: 10%

Total:

(2.5)

É dado um maior desconto devido ao erro introduzido na consideração da impedância homopolar

da linha.

2º Escalão:

O 2º escalão tem de garantir a proteção da linha, ou seja, qualquer defeito na linha tem ser

abrangido pela sua zona operacional. De modo a que não ocorra subalcance o 2º escalão tem de se

sobrepor com zonas de 1º escalão de linhas adjacentes, no entanto não deve haver sobreposição

com zonas de atuação de 2º escalão de linhas adjacentes.

Para este escalão a impedância operacional da proteção é dada pela seguinte expressão:

( ∑ ) (2.6)


Erro do TI: 5%


+Margem de segurança: 7%

Total:

(2.7)

No caso do curto-circuito no ponto limite dos 85% das linhas vizinhas tem de se verificar para

cada uma das linhas:

[ ( ∑

)] ( ∑ ) (2.8)

[ (

)] (2.9)

Caso isto não se verifique a proteção de distância não estará bem regulada para o 2º escalão.

3º Escalão:

O 3º escalão tem como objetivo garantir proteção de reserva de todas as linhas vizinhas. É a

maior das linhas vizinhas que tem de ser protegida e não a própria linha. Não deve haver sobreposi-


12

ção com os outros 3ºs escalões em linhas vizinhas.

A impedância operacional da proteção é dada pela seguinte expressão:

( ∑ ) ( ( ∑

) (

∑

)) (2.10)

Para se considerar que o 3º escalão está bem regulado tem de se verificar:

( ) (2.11)

4º Escalão:

O 4º escalão é o escalão de arranque responsável pela máxima sensibilidade à impedância apa-

rente de defeito da proteção, autorizando os outros escalões a atuarem caso o defeito se encontre

dentro da sua área operacional (supervisionando-os). É este que ordena aos temporizadores o início

da sua função. A impedância operacional da proteção é:

(2.12)

Este escalão cobre alguma impedância à retaguarda protegendo também o barramento a mon-

tante.

O CAPE permite que se faça a coordenação sistemática das proteções de distância, utilizando o

escalão de arranque destas como um escalão efetivo (4º escalão). Como as temporizações dos es-

calões são determinadas pelos temporizadores internos supervisionados pelo elemento de arranque,

o tempo inerente desses escalões advém do tempo inerente do escalão supervisor. Assim, definiu-se

os tempos operacionais para cada escalão:

1º Escalão – 1ciclo

2º Escalão – 15 ciclos



Os tempos de 2º, 3º e 4º escalões devem ter em conta o tempo de abertura dos disjuntores, a to-

lerância relacionada com as imprecisões temporais da proteção e os atrasos correspondentes aos

escalões mais baixos.


13

2.2.3. Influência dos “Infeeds”

A coordenação dos pares de proteções depende da regulação dos valores dos escalões e da to-

pologia da rede aquando da ocorrência do curto-circuito. Para a coordenação ideal, os valores de re-

gulação dos escalões ajustavam-se à topologia da rede na situação de curto-circuito, contudo, na

prática, estas regulações são fixadas durante a instalação da proteção para a topologia da rede pre-

sente nesse momento.

No ponto anterior, da regulação clássica dos vários escalões, fez-se referência a “infeeds”. No

entanto, a sua consideração é motivo de discussão.

“Infeeds” são injeções intermédias de corrente que resultam de haver, entre o ponto onde ocorreu

um determinado defeito e a proteção em questão, linhas que afluem de outras partes da rede trans-

mitindo correntes que a proteção não vê mas que contribuem para o defeito. A proteção deteta, as-

sim, uma impedância aparente maior do que na realidade acontece. Na figura seguinte é apresentado

um exemplo de uma rede em que a impedância vista pelas proteções é influenciada por “infeeds”.

Figura 2.4: Exemplo de uma rede com “infeeds”.

A impedância vista pela proteção A, neste caso,é:

(

) (2.13)

Se se considerar o efeito amplificador dos “infeeds” na regulação dos escalões, no caso de ocor-

rer um defeito numa das linhas vizinhas para além da zona operacional do 1º escalão da proteção

dessa linha e um ou mais “infeeds” estiverem cortados (devido a manutenção das linhas), haverá

sobre alcance da proteção, que provocará um disparo simultâneo com o 2º escalão da proteção da

linha defeituosa, retirando inadvertidamente de serviço um elemento da rede. Ocorre uma falha de

seletividade.

Esta situação pode ser observada na figura seguinte, analisando os diagramas de impedâncias

da proteção A. Na figura 2.5 a) é apresentada a regulação dos 2ºs escalões da proteção A e D, e a

regulação do 1º escalão da proteção D. Não ocorre falha de seletividade porque o 2º escalão de A foi

regulado, tendo em conta todos os “infeeds”, de modo a não ultrapassar o 1º escalão de D.

Quando um dos “infeeds” é retirado, a proteção A passa a ver o defeito em 2º escalão, atuando

tanto a A como a D nesse escalão, ocorrendo falha de seletividade (figura 2.5 b)).


14

Falha de Seletividade!

a) b)

Figura 2.5: Diagrama de impedâncias:

a) Considerando todos os “infeeds” (I1 e I2).

b) Sem um dos “infeeds” (I1).

Se não se considerarem os “infeeds” na regulação dos escalões temporizados, na eventualidade

de ocorrer um defeito numa linha cuja proteção local esteja fora de serviço, se existirem “infeeds” a

impedância aparente é ampliada ocorrendo um subalcance, ficando a proteção insensível ao defeito e

por isso não atuando. Ocorre uma falha de sensibilidade que pode dar origem a uma falha de seleti-

vidade se houver permanência do defeito levando a atuação de proteções mais lentas.

Esta situação de falha de sensibilidade é ilustrada na figura abaixo para outro exemplo de regula-

ção do 2º escalão da proteção A.

Falha de Sensibilidade!

a) b)

Figura 2.6: Diagrama de impedâncias:

a) Não considerando “infeeds”.

b) Com um dos “infeeds” (I2).

A prática estabelecida na literatura para a regulação é a de um compromisso entre a sensibili-

dade e a seletividade, não considerando apenas um dos “infeeds”, o que proporciona a maior cor-

rente injetada no barramento intermédio. Este critério pressupõe que quanto muito estará uma linha

fora de serviço. No entanto, a variação dos “infeeds” não é só influenciada por linhas que eventual-

mente possam estar desligadas, e que possam mudar a topologia da rede, mas também é depen-


15

dente do perfil de geração no instante em que ocorre o curto-circuito. Este perfil de geração na rede

de AT depende de geração proveniente das centrais hidrelétricas, termoelétricas, parques eólicos e

ainda da geração proveniente da MAT, responsável, em grande parte das situações, pelos “infeeds”

mais elevados.

2.2.4. Abordagens de Coordenação das Proteções de Distância

A evolução tecnológica dos equipamentos que constituem as proteções aumenta a fiabilidade do

Sistema de Proteção, mas não resolve os problemas inerentes ao desempenho do conjunto das pro-

teções, ou seja, da sua coordenação.

A não consideração de “infeeds” na coordenação das proteções, pressupõe que a rede é estável

e o perfil de geração pouco variável, o que não é o caso da rede de AT. No entanto, este critério po-

dia ser utilizado para a RNT de 400kV pois normalmente estão todas as linhas em serviço, ou quanto

muito está uma linha fora de serviço, e, as centrais ligadas a este nível de tensão são em grande

parte térmicas estando, quase permanentemente, todos os grupos ligados. [9]

Para a rede de AT, com geração bastante variável, os “infeeds” têm de ser considerados por isso

e por indicação do orientador desta tese propõe-se a aplicação de uma abordagem probabilística.

A formulação conceptual desta abordagem já tinha sido idealizada pelo orientador desta tese e

aplicada pelo Eng.º João Afonso às proteções de distância da rede de transporte [1], [10], [11]. O que

se pretende aqui é transpor alguns dos conceitos para a rede de distribuição. Agora tendo em conta

não só a influência das centrais hídricas mas, e principalmente, a produção eólica que cada vez mais

tem um peso maior na rede.

A aplicação de uma coordenação probabilística das proteções só é possível tirando partido do

poder de cálculo dos computadores atuais e dos programas de engenharia especialmente dedicados

à coordenação de proteções, como é o caso do CAPE.

Esta abordagem probabilística que se pretende aplicar engloba a introdução de contingências

com relevo para atuação das proteções, variando perfis de geração que se consideram mais influen-

tes, possibilitando uma análise mais adequada do comportamento das proteções nas diferentes situ-

ações, e, engloba a influência dinâmica dos erros intervenientes na medida das proteções no pro-

cesso de coordenação, permitindo a sua otimização face à resposta real das proteções.

2.3. Software utilizado

2.3.1. O CAPE

O estudo de Coordenação de Proteções é atualmente facilitado pelo uso de poderosas ferra-

mentas de software especialmente dedicadas a este tipo de estudos de engenharia. Por indicação do

orientador desta tese e porque é de facto o software mais indicado utilizou-se o “Computer-Aided

Protection Engineering” (CAPE) da Electrocon.


16

O CAPE é uma ferramenta versátil e intuitiva, partindo de uma completa base de dados é possí-

vel fazer o estudo e cálculo de diversos tipos de curto-circuitos, para as topologias da rede pretendi-

das, permite adicionar e regular proteções, e, verificar a sua coordenação. Para além da análise dos

curto-circuitos e do comportamento das proteções de uma dada rede, esta ferramenta permite ainda

realizar estudos de trânsito de energia e de estabilidade transitória.

Cada uma destas funcionalidades está definida em diferentes módulos do CAPE sendo o módulo

de curto-circuitos o mais importante para o estudo pretendido. No entanto, o conhecimento do funcio-

namento da base de dados é fulcral tendo em conta a necessidade de realizar alterações na rede,

adquirir dados essenciais ao estudo e modificar valores de parâmetros pelo acesso direto à base de

dados através da interface gráfica IBConsole, do software de gestão de base de dados InterBase, uti-

lizando a linguagem “Structured Query Language” (SQL).

O mais importante e a vantagem do CAPE é a possibilidade de se utilizarem macros, através de

uma linguagem própria “Cape User’s Programming Language” (CUPL), facilitando assim os cálculos

que se querem sistemáticos, podendo automatizar e tornar o funcionamento do programa indepen-

dente, sem a necessidade de um acompanhamento constante do utilizador. Esta vantagem é prepon-

derante no caso de se pretender um estudo global, realizando uma elevada quantidade de cálculos e

executando de forma repetitiva determinados comandos. Como se pretende com esta tese analisar,

regular e obter a coordenação de todas as proteções existentes numa rede, a utilização das macros e

a aquisição de conhecimentos de linguagem CUPL é imprescindível e essencial.

2.3.2. O MATLAB

Devido às limitações da linguagem CUPL, recorre-se ao software MATLAB para proceder à coor-

denação dos vários escalões das proteções, aplicando o método probabilístico após o tratamento dos

dados previamente obtidos do CAPE.

Tira-se, assim, partido desta poderosa ferramenta de cálculo numérico, interativa e de alto de-

sempenho, fundamental para realizar os cálculos complexos subjacentes à abordagem probabilística

em estudo.

17

3. Modelação da Produção Eólica

A produção eólica tem vindo a aumentar de forma substancial nos últimos tempos. É importante,

portanto, conhecer o impacto provocado pela presença deste tipo de geração nas redes e, conse-

quentemente, entender a sua influência na coordenação das proteções existentes.

Para tal, no presente estudo, procedeu-se à modelação dos parques eólicos tento em conta as

considerações que se apresentam no ponto 3.1. Com todos os parques eólicos de uma rede modela-

dos, aplicou-se um algoritmo de forma a poder simular o seu comportamento aquando da ocorrência

de curto-circuitos, para diferentes perfis de geração e contingências da rede. Este comportamento do

parque representa as condições que o proprietário do parque tem de garantir, para que sejam cum-

pridas as indicações presentes no regulamento [12].

3.1. Modelo do Parque Eólico

A geração eólica pode ser representada por um equivalente, que simule um agregado coerente

de toda a produção eólica na área de influência da respetiva subestação [12]. Para cada parque esta

produção eólica normalmente varia entre 5% (mínimo) e 90% (máximo) da sua potência nominal. No

entanto, uma vez que se obtêm “infeeds” mais elevados se se considerar o parque a funcionar à po-

tência nominal, optou-se, no presente trabalho, por simular a referida geração num de dois estados:

ou se encontra desligada da rede não contribuindo com qualquer “infeed” ou ligada e a funcionar à

potência nominal. Para o estudo em causa, esta consideração é suficiente visto que os “infeeds” re-

sultantes são significativamente inferiores aos da restante geração, nomeadamente os provenientes

da MAT.

No planeamento da produção mínima necessária que assegure o abastecimento dos consumos,

considera-se que a produção eólica não contribui com qualquer valor de potência [12], no entanto,

para a regulação e coordenação das proteções da rede de distribuição ou de transporte, a geração

eólica tem de ser tida em consideração, devido ao “infeeds”, que embora inferiores em comparação

com os restantes, podem provocam falhas na coordenação das proteções, nomeadamente falhas de

sensibilidade e possivelmente consequentes falhas de seletividade, se não forem contabilizados.

O primeiro aspeto a ter em conta, para modelar um parque eólico é o gerador. Dos vários tipos de

geradores eólicos existentes, os mais usuais são os que seguidamente se mencionam.

Máquina de Indução de Rotor em Gaiola (MIRG ou SCIG na nomenclatura anglo-saxónica):

Esta máquina é constituída por um sistema de conversão de energia eólica, que funciona a velo-

cidade aproximadamente constante, equipado com um gerador de indução diretamente ligado a uma

rede de frequência constante. [13]

Capítulo 3: Modelação da Produção Eólica

18

Figura 3.1: Esquema representativo da máquina de indução de rotor em gaiola. [14]

Não existem conversores de potência entre o gerador e a rede e, portanto, a corrente de defeito

não é limitada, assim sendo, esta máquina pode ser modelada como um gerador síncrono sem limita-

ção de corrente, contribuindo para o defeito apenas durante os primeiros ciclos, uma vez que a má-

quina só tem regime sub-transitório.

Máquina de indução duplamente alimentada (MIDA ou DFIG):

É constituída por sistemas conversores equipados com gerador de indução de rotor bobinado e

escorregamento variável. Nesta montagem o estator é diretamente ligado à rede e o rotor ligado à

rede através de um conversor AC/DC/AC e de um transformador elevador. O princípio de funciona-

mento desta máquina baseia-se na possibilidade de controlar a sua velocidade por variação da re-

sistência do rotor. [15]

Em condições de defeito, a eletrónica de potência limita a corrente de curto-circuito, e portanto,

para se poder modelar esta máquina é necessário conhecer esse limite máximo de corrente. Este

valor normalmente é fornecido pelo fabricante, no entanto, no caso de não se possuir qualquer infor-

mação, sugere-se, como representado na figura 3.2, limitar a corrente a 1,1 pu da corrente nominal

do gerador. No caso de a máquina possuir um sistema de proteção do conversor (crowbar) contra as

correntes de defeito elevadas no rotor, o modelo equivalente da máquina deixa de ser apenas uma

fonte de corrente e passa a ser representado por uma fonte de tensão em série com a reactância

sub-transitória.


19

Figura 3.2: Esquema representativo da máquina de indução duplamente alimentada. [14]

Máquina Síncrona (ou Assíncrona) de Velocidade Variável (MSVV):

Consiste num gerador síncrono ligado assincronamente à rede elétrica através de um conversor

AC/DC/AC, isolando, assim, a frequência do rotor da frequência da rede e, por isso, possibilitando

uma maior eficiência do sistema. Há fabricantes que utilizam geradores de indução (figura 3.3), mas

pode ser mais vantajoso um gerador síncrono, com um número elevado de pares de pólos de modo a

permitir ao gerador acompanhar a velocidade de rotação da turbina, evitando a utilização de uma

caixa de velocidades. Esta vantagem é importante pois diminui as perdas e o ruído associados às

baixas velocidades do vento. [13]

Tal como a máquina anterior, o conversor de potência não é capaz de suportar a corrente de de-

feito e, por isso, a máquina de velocidade variável também pode ser modelada como um gerador sín-

crono com limite de corrente de defeito a 1,1 pu da corrente nominal do gerador.

Analisando o documento do Instituto de Engenharia Mecânica e Gestão Industrial sobre os Par-

ques Eólicos em Portugal (Dezembro de 2010) [16], verificou-se que a ENERCON é o fabricante com

maior quota de mercado, cerca de 52,5% (aerogeradores ligados à rede + construção + adjudicados),

sendo o modelo E-82, o modelo de gerador eólico mais utilizado deste fabricante, em cerca de 168

dos parques eólicos existentes em Portugal.

Consultando o descritivo deste modelo [17], concluiu-se que o tipo de gerador utilizado é um ge-

rador síncrono de velocidade variável, e, por isso, no corrente trabalho modelou-se, através do pro-

grama CAPE, todos os parques eólicos da rede em estudo com geradores deste tipo (MSVV).


20

Figura 3.3: Esquema representativo da máquina assíncrona de velocidade variável. [14]

Um parque eólico pode conter algumas dezenas de geradores eólicos. Estes geradores estão li-

gados por um intricado sistema coletor ao barramento da subestação do parque eólico. Enquanto que

a influência de um único gerador eólico pode ser pequena, o conjunto de todos os geradores do

parque pode provocar um impacto significativo aquando da ocorrência de um defeito na rede. [18]

No parque eólico, cada gerador está ligado a um transformador que eleva a tensão para um nível

médio. Nesse nível os geradores eólicos estão interligados em cadeia por cabos até ao barramento

da subestação do parque. Nesse barramento podem afluir vários ramais com agrupamentos de gera-

dores. De acordo com esta descrição prévia, tipicamente, um parque eólico pode ser representado

pelo esquema da figura 3.4. No entanto, para a rede em estudo os parques foram previamente di-

mensionados e representados de acordo com a figura 3.5 a). A principal diferença é a não modela-

ção de qualquer cabo de interligação no parque, estando os transformadores dos geradores eólicos

diretamente ligados ao barramento da subestação do parque.

Portanto, para determinar o esquema equivalente do parque eólico, recorreu-se aos dados dispo-

nibilizados pela EDP na rede em estudo, partindo-se, assim, do equivalente da figura 3.5 a). Calcu-

lou-se a potência do gerador equivalente somando as potências de todos os geradores do parque,

obteve-se a impedância do gerador equivalente fazendo o paralelo de todas as impedâncias dos ge-

radores do parque e determinou-se a impedância do transformador equivalente fazendo o paralelo de

todos os transformadores associados aos geradores eólicos ao qual se adicionou em série o trans-

formador da subestação.


21

Figura 3.4: Esquema típico de um parque eólico.

Partindo do raciocínio atrás mencionado obteve-se o modelo de cada parque eólico de acordo

com o esquema apresentado na figura 3.5 b).

a) b)

Figura 3.5: Esquema equivalente:

a) dos parques eólicos previamente na rede em estudo.

b) obtido para cada parque eólico.

No caso dos geradores do parque e dos transformadores associados serem todos iguais as ex-

pressões apresentadas na figura 3.5 b) simplificam-se:

SN = n×SN1

ZG = ZG1/n

ZT = ZT1/n + ZTS

(3.1)

Rede

0,4kV 20kV

0,4kV 20kV

0,4kV 20kV

0,4kV 20kV

0,4kV 20kV

0,4kV 20kV

0,4kV 20kV

20kV 0,4kV

20kV 0,4kV

20kV 0,4kV

20kV

Subestação

do Parque

Eólico

60kV

Parque

Eólico

Bateria de

Condensadores

Neutro

Artificial

Cabos de

interligação

Transformador

da Subestação

Linha de interligação

do Parque à Rede

0,4kV 60kV

SN, ZG ZT Linha de

interligação

Rede

SN = SN1+SN2+…SNn

ZG = ZG1//ZG2//…//ZGn

ZT = ZT1//ZT2//…//ZTn+ZTS

ZTS

Rede

20kV

60kV

0,4kV 0,4kV

. . . ZTn ZT1

SNn, ZGn SN1, ZG1

ZT2

SN2, ZG2


22

Partindo dos valores fornecidos pela EDP e utilizando as expressões em (3.1), foram obtidos os

dados para os equivalentes de todos os parques e apresentados na tabela seguinte. As impedâncias

equivalentes são apresentadas em pu para a potência de base de 100MVA e tensão de base igual à

tensão nominal do gerador.

Tabela 3.1: Dados do equivalente de cada parque eólico da rede em estudo.

Nº do parque

SN

(MVA) VN

(kV) Fator de potência

ZG (pu) ZT (pu)

1 23,78 0,4 0,962 0,653+j2,062 0,153+j1,113

2 9 0,4 0,95 0,143+j0,341 0,154+j1,313

3 18 0,4 0,95 0,072+j0,171 0,096+j0,967

4 23,65 0,4 0,93 0,096+j0,448 0,062+j0,650

5 12,9 0,69 0,93 0,083+j0,198 0,123+j1,007

6 21,51 0,4 0,93 0,030+j0,071 0,062+j0,744

7 12,5 0,69 0,96 0,065+j0,154 0,120+j1,154

8 22,85 0,69 0,95 0,130+j0,310 0,059+j0,735

9 14,06 0,69 0,95 0,344+j0,819 0,102+j1,090

10 27,96 0,69 0,93 0,018+j0,042 0,045+j0,547

11 23,66 0,4 0,93 0,025+j0,059 0,042+j0,568

12 4,3 0,69 0,93 0,750+j1,786 0,268+j1,910

13 7 0,4 0,95 0,184+j0,439 0,224+j1,842

Embora no CAPE fosse possível limitar a corrente de defeito para 1,1 pu da corrente nominal do

gerador síncrono, como forma de representar o limite imposto pela eletrónica de potência, para o

estudo efetuado, essa limitação do valor de corrente injetada por cada parque é imposta pelo algo-

ritmo apresentado no ponto 3.3, não houve necessidade, portanto, de regular este parâmetro no Edi-

tor de Base de Dados do CAPE para cada gerador. Esta limitação do valor da corrente poderia ser

feita no CAPE, utilizando o referido editor, acedendo aos dados do gerador e no separador “Current

Limit”, indicando o tipo de limite, neste caso: “Limit maximum 3-phase current”, e o valor 1,1 em pu.

3.2. Regulamento da Produção Eólica

Com o desenvolvimento tecnológico encontram-se cada vez mais geradores eólicos capazes de

regular a sua produção tanto em potência ativa como em potência reativa. Os mais recentes

geradores eólicos caracterizam-se também pela sua imunidade a cavas de tensão, em caso de curto-

circuitos próximos. Estes desenvolvimentos técnicos permitem explorar os parques eólicos tendo em

conta as necessidades da rede eléctrica, nomeadamente a estabilização da tensão da rede principal.

De acordo com as Condições técnicas de ligação, Capítulo 3, Anexo I da Portaria nº596/2010 de

30 de Junho [12], os produtores em regime especial ligados à RND, tanto nas horas CP (período com

as horas de cheia e de ponta) como nas horas VS (período com as horas de vazio e de super vazio)

não devem fornecer qualquer potência reativa ( ), no entanto, pode ser acordado

com o operador da rede de distribuição a modificação destes limites de funcionamento.

No mesmo regulamento [12] está estipulado que as instalações de produção eólica devem

permanecer ligadas à rede durante cavas de tensão decorrentes de defeitos trifásicos, bifásicos ou


23

monofásicos sempre que a tensão, no enrolamento do lado da rede do transformador de interligação

da instalação de produção eólica, esteja acima da curva apresentada na figura 3.6, não podendo

consumir potência ativa ou reativa durante o defeito e na fase de recuperação da tensão.

De acordo com a referida curva o parque eólico deve ter capacidade para suportar cavas de

tensão (fault ride through capability - FRTC) até um valor de tensão de 0,2 pu. Abaixo do referido

valor o parque é retirado da rede.

Figura 3.6: Curva tensão-tempo da capacidade exigida aos parques para suportarem cavas de tensão.

Durante as cavas de tensão, os parques eólicos devem fornecer corrente reativa, de acordo com

a figura que se segue, proporcionando desta forma suporte para a tensão na rede.

Figura 3.7: Curva de fornecimento de reativa pelos parques eólicos durante cavas de tensão.

O cumprimento desta curva de produção mínima de corrente reativa, pelos parques eólicos, deve

iniciar-se com um atraso máximo de 50 ms após a deteção da cava de tensão. Da figura 3.7 é pos-

sível obter as equações para a corrente reativa que um parque eólico deve injetar durante uma cava

de tensão:


24

{ | |

| | | | (3.2)

Para valores de tensão superiores a 0,9 pu, o parque não necessita de fornecer qualquer corrente

reativa.

Devido à elevada penetração da energia eólica em determinadas regiões, se os parques não

tiverem capacidade para suportarem cavas de tensão, como sucedia antigamente, a perda

significativa de geração eólica poderia conduzir a um colapso do sistema elétrico.


25

3.3. Algoritmo Iterativo Aplicado aos Parques Eólicos

Figura 3.8: Fluxograma do algoritmo para determinação dos equivalentes do gerador dos parques.

Incrementa NP. Atualiza base de

dados da rede.

X’’G=999999 e

RG=0. Parque

fora da rede.

Ireat=0.9.

Guarda valor de

ZG em antZG(NP),

calcula novo ZG

que garanta

Ireat=0.9 e guarda

em ZG(NP).

Ireat=-2.25|u| + 2.025.

Guarda valor de

ZG em antZG(NP),

calcula novo ZG

que garanta o

valor de Ireat e

guarda em

ZG(NP).

Análise da tensão

(u) no parque NP.

|u|<0.2?

?

0.2 |u| 0.5

?

Sim

Não Conta nº de 1’s no vector vEolica.

Todos os valores

convergiram. FIM Nº de 1’s=13?

Não

Sim

Não

Sim

Não

vEolica(i)=0.

Incrementa i.

Não

vEolica(i)=1.

i 13?

Sim

Sim

Verificação de cavas nas centrais térmicas ou hídricas,

desligadas da rede se u < 0.85 pu. Verificação do perfil

de geração ligado à rede. Determinação da

impedância equivalente do gerador do parque NP e

guarda o valor em ZG(NP).Determinação da tensão (u)

e da corrente ativa (Iat) no barramento do parque NP

do lado da rede. A corrente é limitada se for superior a

1.1pu: para 0.2 |u| 0.5: Iat= ; para

0.5<|u| 0.9: Iat= ( | | ) .

Variável i inicializada a 1.

Corre vector com as impedâncias do gerador de

cada parque (ZG(i)) e o vector das impedâncias

anteriores (antZG(i)).

||antZG(i)| - |ZG(i)||<0.001 e

ZG(i) ≠ 0 e antZG(i) ≠ 0 ?

0.5<|u| 0.9

?

|u|>0.9

Se a corrente foi

limitada a 1,1pu,

calcula ZG que

garante essa

corrente. Caso

contrário atualiza

ZG com os valores

predefinidos para

o parque NP.

Condição inicial: X’’G e RG pré-definidos para o equivalente de cada

parque na simulação dos diferentes perfis de geração da rede.

Atribuição destes valores a todos os geradores de cada parque.

Atualização da base de dados.

Nº do parque (NP)

inicializado a 1.

Não NP 13

?

Simulação do c.c. na rede.

Sim

Sim

Não


26

O fluxograma apresentado na página anterior representa o algoritmo utilizado para a

determinação do equivalente do gerador de cada parque eólico.

Uma vez que a rede que se pretende estudar contém um total de treze parques eólicos é utilizado

um método iterativo que verifica as impedâncias equivalentes do gerador de todos os treze parques,

alterando os respectivos valores de forma a garantir que o parque cumpra a curva da corrente reativa

prevista no regulamento, para um curto-circuito simulado na rede em estudo, com um dado perfil de

geração.

Para os diferentes perfis que se pretende simular, este método principia considerando que os

geradores de todos os parques estão modelados para os valores pré-definidos, obtidos dos valores

da EDP realizando o equivalente do parque.

A reactância pré-definida no CAPE para o cálculo das correntes de curto-circuito injetadas por

cada gerador síncrono, é a reactância subtransitória, por isso e porque este era o único valor de

reactância directa definida pela EDP para os geradores síncronos dos parques eólicos, não sendo

definidas nem a reactância transitória nem a síncrona, foi a reactancia sub-trânsitória X’’G assim como

uma dada resistência RG que foram utilizadas para representar a impedância do gerador síncrono ZG

na rede existente no CAPE, apesar de ser a reactância transitória a mais adequada para este estudo

pois é analisada, segundo o regulamento, a resposta dos geradores com um atraso máximo de 50 ms

após a detecção da cava de tensão.

Atribuidos os valores a todos os geradores, para cada parque é simulado um curto-circuito na

rede, verifica-se a existência de cavas em todas as centrais termoeléctricas ou hidroeléctricas, no

caso do valor de tensão no seu barramento do lado da rede baixar dos 0,85 pu a respectiva central é

retirada, e assegura-se o perfil de geração ligado à rede que se pretende estudar. Este algoritmo é

aplicado para o perfil que resulta do curto-circuito e/ou para o perfil simulado na macro perfiscc.mac.

Por exemplo se um dado curto-circuito provoca a desligação de uma central térmica, o algoritmo é

aplicado a todos os parques eólicos com toda a geração ligada à rede excepto a referida central que

foi desligada.

Para o primeiro parque, considerando que todos os outros estão regulados com os valores pré-

definidos, são determinadas a tensão e corrente no barramento do lado da rede, impostas pelo curto-

circuito simulado. Se a corrente tiver um valor superior a 1,1 pu, devido aos limites impostos pela

electrónica de potência, tem de ser limitada, considerou-se neste trabalho, para o referido valor. Ora a

determinação da corrente ativa, para esta situação,depende da tensão no barramente do parque e da

corrente reativa que segundo o regulamento o parque tem de injectar. Sendo assim determinou-se o

valor da corrente ativa de forma a que o módulo da corrente correspondesse a 1,1pu:

| | (3.3)

( | | ) | | (3.4)


27

Para tensões superiores a 0,9 fixou-se o módulo da corrente para o limite mencionado. No caso

da tensão ser inferior a 0,2 pu, não é necessário limitar a corrente porque o parque é retirado da rede.

Para determinar a impedância equivalente do gerador do parque é necessário, novamente, analisar

do valor de tensão obtido:

Para |u|<0,2 pu:

No caso do valor de tensão no barramento ser inferior a 0,2 pu, o parque é retirado da rede, como

mencionado atrás. É atribuido, para esse fim, o valor de zero à resistência e um valor muito elevado

para a reactância do gerador equivalente do parque. O algoritmo permite, assim, também simular as

proteções de mínimo de tensão do parque.

Para 0,2 |u| 0,5 pu:

Para uma tensão entre 0,2 e 0,5 pu, de acordo com o regulamento, o parque tem de fornecer à

rede uma corrente reativa de 0,9 pu e não consumir nenhuma corrente ativa durante o defeito. No

programa utilizado para a simulação dos curto-circuitos (CAPE), o valor da força electromotriz do

gerador síncrono é considerado igual a 1 pu e o parque eólico pode ser representado pelo esquema

equivalente apresentado na figura 3.9.

Figura 3.9: Esquema monofásico equivalente para os centros electroprodutores.

Tendo em conta o equivalente obtém-se a seguinte expressão:

(3.5)

(3.6)

Para determinar o valor de ZG, utiliza-se a equação anterior partindo dos valores de corrente ativa

e de tensão determinados atrás e utilizando o valor de corrente reativa que se pretende:

(3.7)

O valor anterior de ZG é guardado no vector antZG(NP), em que NP indica o número do parque.

O novo valor calculado é guardado em ZG(NP).

Para 0,5<|u| 0,9 pu:

Para valores entre 0,5 e 0,9 pu, o regulamento impõe que o parque injecte uma corrente reativa

imposta pela expressão (3.2). Assim, tal como no raciocíno anterior, a impedância equivalente do

gerador é dada por:

EG

ZG ZT Iccparque

u


28

( | | ) (3.8)

O valor anterior de ZG é guardado no vector antZG(NP) e o novo valor calculado é guardado em

ZG(NP).

Para |u|>0.9 pu:

No caso da tensão ser superior a 0,9 pu, o parque não necessita de fornecer qualquer corrente

reativa. Se a corrente no barramento do lado a rede tiver sido limitada de forma a que o módulo não

ultrapasse 1,1 pu, a impedância equivalente do gerador é calculada de modo a garantir essa corrente.

Caso contrário, utiliza-se o valor de ZG pré-definido para cada parque. Estes valores pré-definidos

foram calculados partindo do equivalente de cada parque eólico inicialmente apresentado na rede

com os parâmetros da EDP.

Para o segundo parque eólico, os valores de corrente e tensão são determinados considerando

que todos os parques têm os valores de impedância pré-definidos com a exceção do primeiro, que é

simulado já com o novo valor de impedância do gerador. Calcula-se o novo valor de ZG para o

segundo parque e o terceiro parque é simulado com os novos valores dos dois parques anteriores.

Este método é repetido sucessivamente, até se obter o novo valor de ZG para todos os parques.

No primeiro ciclo a condição de convergência não pode ser verificada, uma vez que é necessário

calcular as impedâncias de todos os treze parque eólicos. No segundo ciclo, partindo dos valores

determinados no primeiro, para que cada parque cumpra o regulamento, é recalculado o novo valor

de impedância.

Em cada ciclo, os valores de impedâncias dos geradores aproximam-se dos valores obtidos no

ciclo anterior. Quando a diferença entre a impedância calculada para o gerador e a impedância

calculada anteriormente for inferior a 0,001 para todos os parques, obtém-se um valor para o

equivalente do gerador de cada parque, com um erro inferior a 0,1%, que garante o cumprimento da

injecção de corrente reativa prevista pelo regulamento e portanto considera-se que o método

convergiu.

Na verificação da convergência é utilizado um vector auxiliar vEolica com treze posições

correspondentes a cada um dos parques. A cada parque em que a diferença da impedância

equivalente do gerador e a impedância anterior é inferior a 0,001 é atribuido na respectiva posição do

vector o número um, caso contrário, é atribuido zero. Quando este vector tem em todas as suas

posições o valor um, é verificada a condição de paragem, o ciclo termina e o método converge.

Este algoritmo foi programado numa macro, para que podesse ser aplicado e simulado na rede

em estudo utilizando o programa CAPE. A macro é mencionada mais à frente no ponto 5.3.2.

29

4. Rede de Alta Tensão no CAPE

4.1. Perfis de Geração

A rede utilizada neste trabalho corresponde a 1/6 da rede de Alta Tensão da EDP e é constituída

por sete centrais termoelétricas (quatro de cogeração, três de biomassa), três centrais hidroelétricas

(duas de albufeira e uma de fio-de-água), treze parques eólicos, sessenta e duas subestações da

EDP, vinte subestações de centros produtores/consumidores cuja geração ou consumo não estão

discriminados, sete postos seccionadores, e, doze subestações de transformação (onze delas

pertencentes à REN) que elevam o nível de tensão para a Muito Alta Tensão.

Figura 4.1: Rede de AT utilizada no CAPE.

A rede apresentada na figura anterior está dividida em 10 partes diferentes.

A geração proveniente da MAT é simulada através de grupos geradores ligados às referidas sub-

estações (AT/MAT), representando a injeção de corrente forte na rede de AT (figura 4.2). Os perfis

da rede dependem deste tipo de geração assim como da geração ligada à rede AT de centros elec-

troprodutores particulares ou pertencentes à EDP.

Assim, no estudo dos perfis, são consideradas todas as centrais termoelétricas, hidroelétricas (de

Produtores em Regime Especial e Produtores em Regime Ordinário), todos os parques eólicos e a

geração proveniente da MAT.

Capítulo 4: Rede de Alta Tensão no CAPE

30

A geração proveniente da MAT é representada no CAPE por dois geradores síncronos, um

representa as correntes de curto-circuito máximas, o outro as correntes de curto-circuito mínimas

tabeladas pela REN.

Figura 4.2: Porção da rede com a subestação SUBGMAT1 com a geração representativa da MAT.

A produção em Regime Especial engloba as eólicas (treze), mini-hídricas (uma), centrais de

cogeração (quatro) e de biomassa (três). A produção em Regime Ordinário é representada por duas

hídricas. No total perfaz vinte e três centros electroprodutores, no entanto, uma vez que existem cen-

tros com mais que um grupo gerador, o número total de geração na rede é cinquenta e dois, o que

corresponde a 240

perfis diferentes, uma vez que cada geração pode estar ligada (1) ou desligada (0)

da rede, ou no caso da geração representativa da MAT, pode contribuir com as correntes de curto-

circuito máximas (1) ou com as correntes de curto-circuito mínimas.

Para cada geração está associada uma disponibilidade diferente em conformidade com o tipo de

recurso energético e o ano em questão. Na figura seguinte está representada a disponibilidade de

cada geração no ano 2009 e 2010 (dados da EDP).

Figura 4.3: Evolução da disponibilidade (%). [7]


31

De acordo com a Portaria nº596/2010, o conceito de "Disponibilidade" significa: situação em que

um grupo gerador se encontra apto a responder, em exploração, às solicitações, de acordo com as

suas características técnicas e parâmetros considerados válidos. Portanto, a disponibilidade referida

está intrinsecamente ligada aos recursos energéticos disponíveis e contabiliza ao longo do ano as

interrupções programadas (por razões de serviço ou de interesse público) e acidentais (resultantes de

defeitos imprevisíveis).

Verifica-se que a variação da disponibilidade é pouco acentuada para grande parte dos diferentes

tipos de geração, notando-se apenas uma variação mais acentuada na evolução da disponibilidade

das centrais de cogeração e de carvão.

Sendo assim, considerou-se, para cada tipo de geração, que a probabilidade de estar ligada à

rede corresponde à disponibilidade apresentada no ano transato (2010) subtraindo 10% do seu valor

e no caso das hídricas 20% de forma a traduzir de modo mais realista a probabilidade de cada uma

destas gerações estar presente na rede. Esta aproximação é grosseira uma vez que representa a ge-

ração de uma forma global. Optou-se por fazer esta aproximação uma vez que se pretende ter uma

visão global da geração associada à rede e não se possui dados suficientes para discriminar indivi-

dualmente a utilização/produção anual intrinsecamente ligada aos recursos energéticos e à localiza-

ção geográfica de cada central ou parque eólico.

Relativamente à disponibilidade associada à MAT, em Julho de 2009, a Entidade Reguladora do

Sector Energético (ERSE) introduziu um novo mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade

dos elementos da RNT, com o objetivo de promover a fiabilidade enquanto fator determinante para a

qualidade de serviço associada ao seu desempenho. [19]

O mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade incide sobre o novo indicador desig-

nado por Taxa Combinada de Disponibilidade. Este indicador conjuga os dois principais elementos da

RNT, os circuitos de linha, que englobam as linhas aéreas e subterrâneas, e os transformadores de

potência, que englobam os transformadores de entrega à rede de distribuição e os autotransformado-

res, incluindo-se em ambos os casos as indisponibilidades dos respetivos painéis associados. [19]

Figura 4.4: Incentivo ao aumento de disponibilidade. [19]

O valor deste indicador determina a atribuição de um incentivo ou de uma penalidade económica

para a REN, conforme se situe acima ou abaixo do nível de indiferença (meta) que foi fixada em

97,5%. Em 2010 a Taxa Combinada de Disponibilidade atingiu o valor de 97,78% como se pode

observar na figura 4.4. [19]


32

A figura seguinte mostra a evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade ao longo do ano de

2010. A maioria destas indisponibilidades foram planeadas e, portanto, sem consequências gravosas

para a exploração da rede. [19]

Figura 4.5: Taxa combinada de disponibilidade. [19]

Foi feita a comparação com as correntes máximas e mínimas de curto-circuito para cada subes-

tação existente na rede do CAPE com os dados apresentados no documento da REN [19], verifi-

cando-se que os valores são idênticos, mas não exatamente iguais pois variam consoante o ano em

que o estudo é feito.

Tabela 4.1: Valores máximos e mínimos de correntes de defeito trifásico.

Geração Representativa da MAT

Tensão (kV)

Valor Máximo de Corrente de Defeito Trifá-

sico (kA)

Valor Mínimo de Corrente de De-

feito Trifásico (kA)

GMAT1 60 13,0 11,0

GMAT2 60 17,9 15,2

GMAT3 60 31,6 27,9

GMAT4 60 13,0 12,2

GMAT7 60 20,4 17,3

GMAT8 60 11,8 9,4

GMAT9 60 0,96 0,96

GMAT10 60 7,7 7,2

GMAT11 60 14,0 12,9

GMAT12 60 18,0 16,0

As subestações da MAT número 5 e 6 pertencem a parte da rede que não têm proteções de dis-

tância, e portanto, não entram para este estudo.

Para o valor máximo de corrente de defeito, considerando que existe mais geração ligada, atri-

buiu-se a probabilidade máxima (disponibilidade de Janeiro) de cerca de 98,8%, para o mínimo de

corrente foi considerada a probabilidade mínima (disponibilidade de Setembro) de cerca de 97,1%.

Estes valores foram obtidos por consulta do gráfico da figura 4.5.


33

Sendo assim, pretende-se simular a geração proveniente da MAT de duas formas: contribuindo

com uma corrente para o defeito no máximo igual ao valor da corrente máxima estipulada na tabela

anterior para a referida geração ou com a corrente mínima consoante esteja um ou o outro gerador

da subestação da MAT ligado à rede.

Para a situação em que a geração representativa da MAT pode contribuir no máximo com a cor-

rente de defeito máxima tabelada é atribuída a probabilidade máxima, pois considera-se que corres-

ponderá a uma maior disponibilidade da geração de MAT. Para a situação em que esta geração con-

tribui no máximo com a corrente de defeito mínima tabelada é atribuída a probabilidade mínima pois

eventualmente corresponderá a uma menor disponibilidade da geração proveniente da MAT.

Tendo em conta as considerações mencionadas atrás, construiu-se, para a geração da rede em

estudo, a tabela seguinte com o nome, o número atribuído e a probabilidade da respetiva geração

estar ligada (disponibilidade):

Tabela 4.2: Geração presente na rede AT.

Geração na Rede AT Nº Atribuído

Probabilidade de estar ligada / cor-rentes de defeito máximas da MAT

(%)

Probabilidade de estar desligada/ cor-

rentes de defeito mínimas da MAT

(%)

Parque eólico 1 a 13 87,5 12,5

Cogeração 14, 15 e 23 73,2 26,8

Biomassa 16 e 17 85,1 14,9

Biomassa (2 grupos) 18 e 19 92,2 7,8

Cogeração (3 gru-pos)

20, 21 e 22 90,1 9,9

Hídrica PRO (2 grupos)

24 e 25 85,1 14,9

Hídrica PRE 26 75,6 24,4

Hídrica PRO (4 grupos)

27, 28, 29 e 30 92,2 7,8

GMAT 31 a 40 98,8 97,1

Designa-se por perfil de geração o conjunto de geradores presentes numa dada porção da rede e

que contribuem com correntes para um determinado curto-circuito simulado.

A probabilidade de cada perfil é obtida considerando que cada gerador é independente, e por-

tanto, resulta da multiplicação da probabilidade de cada gerador. Estas probabilidades são as apre-

sentadas na tabela anterior.

Para a Hídrica PRO com quatro grupos (27, 28, 29 e 30) considerou-se que todos tinham a

mesma probabilidade e tendo em conta que a probabilidade da central estar ligada à rede é de

72,4%, então a probabilidade de cada grupo é de: . Para a Hídrica PRO com

dois grupos (24 e 25) a probabilidade de cada grupo é de: .


34

A rede possui uma central de biomassa com dois grupos (18 e 19), e sendo a probabilidade desta

estar ligada igual a 85,1%, a probabilidade de cada grupo é de: . Existe ainda

uma cogeração com três grupos (20, 21 e 22), e tendo em conta que 73,2% corresponde à probabili-

dade de estar ligada, a probabilidade de cada grupo é de: .

O perfil de geração a simular é definido representando um vetor de dimensão igual ao número

total de geração na rede, quarenta. O valor um é atribuído à geração que está ligada à rede, o valor

zero à geração que se pretende simular desligada da rede, ou no caso da geração representativa da

MAT, um para simular as correntes máximas de defeito e zero as correntes mínimas. É atribuído o

valor dois à geração que não pertence à parte da rede onde se encontra a proteção a estudar, e que

portanto, não têm qualquer influência para a medida efetuada pela proteção. Estes valores são adi-

cionados na posição do vetor indicada pelo número da geração em causa de acordo com a tabela

4.2.

4.2. Equivalentes da Geração presente na Rede

A presença unicamente de geradores síncronos na rede em estudo deve-se ao facto de quase

toda a energia elétrica produzida em Portugal, com a exceção de alguns parques eólicos e algumas

centrais de baixa potência, ser proveniente deste tipo de geradores, que assim se constituem como

os elementos-matrizes dos Sistemas de Energia Elétrica. [20]

A escolha deste tipo de geradores, em contraposição com os geradores de indução, deve-se à

atitude normalmente de prudência por parte dos projetistas em optarem por soluções com méritos

comprovados. No entanto, hoje em dia, com a experiencia adquirida do funcionamento da máquina

assíncrona como gerador em aproveitamentos eólicos e conhecidas as suas características de ro-

bustez, fiabilidade e economia, o gerador de indução constitui, em geral, a solução técnica e econo-

micamente preferível. [6]

Com a exceção dos parques eólicos cuja modelação foi descrita no ponto 3.1, a geração presente

na rede não sofreu alterações, mantendo-se a regulação previamente realizada pela EDP.

Todos os centros electroprodutores podem ser representados pelo esquema monofásico equiva-

lente da figura 4.6. Em condições de defeito a corrente injetada por cada centro electroprodutor é

dada pela expressão (4.1). Para centros com mais de um grupo gerador a corrente total injetada na

rede corresponde à soma das correntes injetadas por cada grupo.

Figura 4.6: Esquema monofásico equivalente para os centros electroprodutores.

EG

ZG ZT Icccentral

u


35

Tendo em conta o equivalente e após se certificar que os valores obtidos no programa estão em

conformidade obtém-se:

(4.1)

A geração proveniente da MAT, simulada através de geradores síncronos ligados diretamente às

subestações de AT da EDP, pode ser representada pelo seguinte esquema monofásico:

Figura 4.7: Esquema monofásico equivalente da geração proveniente da MAT.

Sendo assim, a corrente proveniente da MAT, aquando da ocorrência de um curto-circuito na

rede, é dada pela expressão:

(4.2)

Com a exceção dos parques eólicos, depois de identificada a restante geração da rede e com-

preendida a sua modelação, pretende-se em seguida estudar as proteções de distância nela presen-

tes e a forma como são reguladas no CAPE.

4.3. Proteções de Distância no CAPE

As proteções utilizadas na rede AT, nomeadamente, as de distância para as quais o presente

estudo é focado, são de diversos fabricantes: Siemens, Alstom, ABB, ASEA, General Electric e BBC.

Relativamente às proteções da BBC verificou-se que estas estavam reguladas de forma incon-

sistente com a biblioteca do CAPE e que os comandos do programa, utilizados para aceder e alterar

parâmetros das proteções, não tinham os códigos definidos pela Electrocon para este fabricante, tor-

nando impossível a sua regulação através de macros. Sendo assim, substituíram-se estas proteções

pelas da Schweitzer utilizando a mesma característica (Mho) e atribuindo os mesmos valores aos

seus parâmetros.

EG

ZG IccGMAT

u

Fabricante: BBC

Categoria: Distance Package

Tipo de Relé: LH1W

Modelo do Relé: LH1W_5A_100V

Fabricante: Schweitzer

Categoria: Digital Package

Tipo de Relé: SEL-321

Modelo do Relé: SEL-321-5 5A


36

Tabela 4.3: Parâmetros do modelo SEL-321-5 da Schweitzer.

Nome Regulação Domínio da regulação

Descrição

Z1MAG 1,78475 0.05-255 Ω Módulo da Impedância direta da linha.

Z1ANG 72 5-90º Ângulo da impedância direta da linha.

CTR 160 1-6000 Relação de transformação do TI.

PTR 545,442 1-10000 Relação de transformação do TT.

PMHOZ 4 N,1,2,3,4 Nº de escalões com característica Mho

Z1P 1,51704 0.05-64 Ω Alcance da impedância do 1º Escalão.




Z2PD 15 0-2000 Ciclos Temporização do 2º Escalão.



Estes valores correspondem à regulação efetuada para a proteção número 157 da rede. Para

todas as proteções deste modelo a regulação inicial foi feita da seguinte forma:

- Para o 1º Escalão: (4.3)

- Para o 2º Escalão: (4.4)

- Para o 3º Escalão: ( ) (4.5)

- Para o 4º Escalão: ( ) (4.6)

- Para o Escalão de Arranque: (4.7)

Na tabela 4.3 os valores apresentados para os escalões são os valores efetivamente vistos pela

proteção, no secundário dos seus transformadores. Para se determinar os valores do lado do primá-

rio, que são os valores apresentados no módulo “Coordination Graphics” do CAPE, basta multiplicar

pela razão das relações de transformação dos TT’s e TI’s das proteções (PTR/CTR) como está

exemplificado na figura seguinte.

Figura 4.8: Característica Mho com a regulação do 1ºescalão da proteção.

Tendo em conta a abordagem probabilística que se pretende aplicar neste estudo, depois da

execução dos programas desenvolvidos em MATLAB e das macros no CAPE, os valores obtidos

para a regulação final das proteções devem ser ligeiramente diferentes dos valores inicialmente re-

gulados previamente pela EDP.

MTA=Z1ANG=72º

M P P PTR

CTR Ω

X

R

M G PTR

CTR 6 Ω


37

Para todas as proteções de distância da rede em estudo foram verificados os seus parâmetros de

forma a poderem atuar corretamente os 4 escalões pretendidos. Identificaram-se proteções em que

apenas três dos escalões estavam ativos, outras tinham quatro escalões ativos mas o último era o 5º

e não o 4º escalão, e ainda, proteções com cinco escalões ativos. Colocaram-se para todas elas ape-

nas os quatro escalões ativos, alteraram-se os tempos de atuação para os valores indicados nas

tabelas 4.3 e ajustou-se o código lógico das zonas operacionais de forma a incluir o 4º escalão no

caso das proteções que não o tinham ativo.

As zonas de proteção são definidas antes de se adicionar a correspondente proteção e são esta-

belecidas de modo a que nenhuma parte do sistema fique sem proteção. A delimitação destas zonas

é feita de modo a que possam ser adequadamente protegidas, com deteção e eliminação de defeitos,

provocando a separação da menor parte possível do sistema, deixando o resto em serviço. Assim,

definiu-se, no Editor de Base de Dados do CAPE, as Zonas Locais de Proteção (LZOP) de cada

proteção, escolhendo o tipo “LINE” de modo a identificar esta zona como a linha da proteção, à exce-

ção das proteções da MAT em que se usou do tipo “MACHINE”, devido a estas proteções estarem di-

retamente associadas a geradores e não a linhas.

Tal como as zonas de proteção, os transformadores de corrente (TI’s) e de tensão (TT’s) têm de

ser previamente definidos. Estes transformadores produzem no enrolamento secundário uma imagem

das grandezas observadas no seu primário, para que estas possam ser utilizadas pela aparelhagem

de medida, controlo e proteção. Têm também como objetivo fazer o isolamento galvânico entre os

circuitos de alta tensão e os circuitos de medida e contagem, e, proteger o pessoal da exploração. A

base de dados do CAPE permite TI’s e TT’s nos barramentos e nas linhas, como é possível observar

na figura 4.9. No entanto, no corrente trabalho, utilizaram-se apenas TT’s associados a cada um dos

barramentos da rede e TI’s associados a cada uma das extremidades das linhas da rede.

Figura 4.9: Representação das ligações definidas pelo CAPE para os TI’s e TT’s.

Depois de adicionadas as proteções necessárias e de terem sido reguladas, realizaram-se

simulações de curto-circuitos na rede para se confirmar a correta regulação dos seus parâmetros.


38

4.4. Principais alterações no CAPE para aplicação das Macros

Para realizar a coordenação de proteções é necessário identificar, nas macros, os pares de pro-

teções primária e secundária. Para identificar estes pares de proteções, utilizou-se a seguinte estra-

tégia.

Através da interface gráfica do servidor InterBase, IBConsole, adicionou-se a base de dados cri-

ada no CAPE. Depois de registada e associada, foi feita a análise das suas estruturas subjacentes:

Tabelas, Índices, Domínios, etc. verificou-se, então, que os dados das proteções se encontravam em

várias tabelas entre elas a Tabela: PROTECTIVE_DEVICE_DATA que foi previamente definida do

seguinte modo:

CREATE TABLE PROTECTIVE_DEVICE_DATA ( DEVICE_TAG TAG, DEVICE_NAME RELAY_NAME, DEVICE_TYPE PROTECTIVE_DEVICE_TYPE, LZOP_RANK LZOP_RANK, ACTIVE_GROUP SETTINGS_GROUP_NAME, ARCHIVED CHAR(1), COMMENTS RELAY_DESCRIPTION, LZOP_TAG TAG, );

Cada um dos elementos definidos na tabela corresponde a uma das suas colunas, às quais estão

associados os respetivos valores da base de dados utilizada.

Para registar os números das proteções secundárias associadas à proteção primária foi acres-

centada uma coluna a esta tabela com o nome: PS_DATA. Executou-se, no IBConsole, através da

ferramenta Interactive SQL o seguinte código:

ALTER TABLE PROTECTIVE_DEVICE_DATA

ADD PS_DATA CHAR(40)

Seguidamente registaram-se os dados de cada uma das proteções preenchendo, na linha

correspondente, esta coluna da tabela. Utilizando como exemplo a proteção nº 13 que faz reserva

remota à proteção nº 181 e nº 182, os dados foram digitados da seguinte forma:

espaço

13 a 181 182

número das proteções a jusante

identificador da proteção em estudo

número da proteção em estudo

Os dados podem ser escritos acedendo diretamente à tabela da base de dados através do

programa IBConsole ou na linha de comandos do CAPE utilizando o seguinte código:

Executive: db_put “update PROTECTIVE_DEVICE_DATA set PS_DATA = ‘13a 181 182’ where DE-

VICE_TAG = 13”


39

Com os dados registados na forma indicada, a macro desenvolvida no CAPE, perfiscc.mac

(explicada no ponto 5.1.2 e descrita em pormenor no ponto 5.3.3), acede a esta coluna da tabela,

identifica a proteção principal e as secundárias e procede o estudo pretendido.

Paro o estudo pretende-se simular vários perfis de geração, e portanto, é necessário identificar

nas macros as linhas de interligação dos parques e centrais, assim como, os barramentos a que está

ligada a geração representativa da MAT, para que se possa ligar ou desligar geração da rede, caso

se pretenda. Sendo assim, os nomes das linhas de interligação foram alterados para os nomes das

subestações a que estão associados acrescentando o prefixo L_. Por exemplo o nome da linha de

interligação do parque eólico número nove com a subestação da EDP é alterada para

L_ParqueEolico9. Os nomes dos barramentos ligados diretamente à geração da MAT também foram

alterados aplicando o prefixo GMAT, o número da geração de MAT e o restante nome do barramento

previamente atribuído pela EDP.

As proteções são identificadas nas macros pelo código lógico dos seus modelos e utilizando o

comando DEFINE_DEVICE_SET:

dds(displayed_devices,Contact_Logic_Code='ZM01_PH' or Contact_Logic_Code='DIST_Z1'…)

Toda a geração presente na rede é identificada pelo nome da subestação ou pelo nome do bar-

ramento utilizando o comando DEFINE_BUS_SET:

dbs(perfilbuses, Bus_Name>'GMAT' or BUS_SUBSTATION_ID > 'ParqueEolico'…)

Com as referidas alterações torna-se possível, por parte da macro perfiscc.mac, a identificação

de toda a geração presente na rede e simulação dos diferentes perfis de geração.

Para que o CAPE reconheça automaticamente as macros quando inicia, é disponibilizado ao utili-

zador um ficheiro de configuração cape.cfg onde este pode definir as suas macros. Este ficheiro en-

contra-se na pasta \dat no diretório onde o programa foi instalado. As macros criadas e que serão

detalhadamente explicadas em seguida, no ponto 5.3, foram definidas neste ficheiro do seguinte

modo:

define_macro(atualizaprotec, input|capehomedir|\macros\atualizaprotec.mac atualizaprotec ($1,$2,$3,$4,$5))

define_macro(auxperfil, input|capehomedir|\macros\auxperfil.mac auxperfil($1,$2) )

define_macro(escreve_saidacape, input |capehomedir|\macros\escreve_saidacape.mac escreve_saidacape)

define_macro(pesosgeracao, input |capehomedir|\macros\pesosgeracao.mac pesosgeracao)

define_macro(verificageracao, input |capehomedir|\macros\verificageracao.mac verificageracao)

define_macro(consideracoes, input |capehomedir|\macros\consideracoes.mac consideracoes)

define_macro(perfiscc, input |capehomedir|\macros\perfiscc.mac perfiscc)

define_macro(equivalente_eolica, input |capehomedir|\macros\equivalente_eolica.mac equivalente_eolica)

define_macro(equivalente_GMAT, input |capehomedir|\macros\equivalente_GMAT.mac equivalente_GMAT)

Os argumentos das macros são identificados pelo símbolo $ e um número.

Existe ainda outro ficheiro de configuração com o mesmo nome na pasta \cape_files, com todas

as macros e parâmetros que são definidos previamente pela Electrocon. Este último ficheiro não deve

ser alterado pelo utilizador.


40

41

5. Abordagem Probabilística

5.1. Organização dos Programas

5.1.1. Fases de Execução dos Programas

Figura 5.1: Esquema representativo das fases de execução dos programas.

Fase 4

Fase 3

Fase 1 Fase 2

Capítulo 5: Abordagem Probabilística

42

O MATLAB não suscita qualquer constrangimento em relação à escrita ou leitura de variados ti-

pos de ficheiros, no entanto o CAPE é mais limitativo. Partindo do conhecimento de que este último

permite a leitura e escrita de ficheiros .txt, optou-se por usar este tipo de ficheiros para realizar a co-

municação entre o MATLAB e o CAPE.

Na figura anterior estão representadas e em seguida serão descritas as quatro fases que se con-

sideram necessárias à execução do trabalho pretendido.

Na fase 1 é executado, no MATLAB, o script principal.m. Neste é chamado o script geracombi-

nacoes.m que cria, no diretório C:\cape\tese, o ficheiro perfisCAPE.txt. Este ficheiro funciona como

um guia de execução de macros no CAPE. Depois de executar o geracombinacoes.m, o script

principal.m fica à espera, para executar a fase 3, da mensagem: “Macro ESCREVE_SAIDACAPE

concluída!” escrita pelo CAPE no ficheiro Pronto.txt presente no mesmo diretório.

A fase 2 é executada no CAPE, depois do utilizador colocar na linha de comandos o comando

“INPUT”: input C:\cape\tese\perfisCAPE.txt. Nesta fase o CAPE segue o ficheiro perfisCAPE.txt como

um guia, executando as macros ao ler o seu nome (e os seus parâmetros, no caso de a macro

possuir parâmetros de entrada). As macros são percorridas pela seguinte ordem: AUXPERFIL,

PERFISCC e ESCREVE_SAIDACAPE. Nesta última é escrita a mensagem no ficheiro Pronto.txt e

são criados, no mesmo diretório, os ficheiros: SAIDACAPE.txt com o valor das impedâncias

aparentes vistas por cada proteção da rede; PERFISGERACAO.txt com os perfis de geração com

que se obtiveram as referidas impedâncias e o SIR.txt com os valores de “System impedance Ratio”

(SIR) associados a cada uma das impedâncias mencionadas.

Na fase 3 o script principal.m ao receber a mensagem no ficheiro Pronto.txt, inicializa o script re-

gulaprotec.mac. Este começa por ler os dados presentes no SAIDACAPE.txt e PERFISGERA-

CAO.txt, seguindo-se a regulação um a um dos escalões de cada proteção. Terminada a regulação

dos quatro escalões de todas as proteções da rede é criado o ficheiro ZescCAPE.txt com o número

de cada proteção e o valor que se obteve para cada escalão. De forma idêntica é criado o ficheiro

comparaprotec.txt, ambos no mesmo diretório dos restantes.

Inicializa-se a fase 4, ao colocar o comando “INPUT” na linha de comandos do CAPE: input

C:\cape\tese\ZescCAPE.txt. O CAPE ao ler este ficheiro deteta em cada linha o nome da macro:

ATUALIZAPROTEC e os seus parâmetros: número da proteção e valores dos escalões. A referida

macro é executada para todas as proteções da rede de forma a regular as proteções para os valores

que se obtiveram a partir do método probabilístico. No entanto, previamente deve ser feita a

comparação entre os valores obtidos e os existentes, para isso é utilizado o ficheiro

comparaprotec.txt, exatamente com a mesma estrutura do ficheiro ZescCAPE, mas identificando a

macro COMPARAPROTEC que apenas determina os valores dos escalões de cada proteção no

CAPE a partir do seu número e apresenta-os juntamente com os valores obtidos no MATLAB no ecrã

do programa.


43

5.1.2. Funcionalidades

Em seguida apresentam-se duas tabelas com a síntese das funcionalidades das macros e scripts

desenvolvidos. A justificação das considerações tomadas e a descrição em pormenor é feita mais à

frente, no ponto 5.2 e 5.3.

Tabela 5.1: Scripts desenvolvidos em MATLAB.

Entradas Saídas Funcionalidade

principal.m

(Anexo C)

--- --- Script principal a partir do qual se execu-

tam os scripts geracombinacoes.m e

regulaprotec.m.

Após correr o script geracombinacoes.m,

espera pela mensagem no ficheiro

Pronto.txt, para executar o regulaprotec.m.

geracombinacoes.m

---

Ficheiros:

perfisCAPE.txt

Gera todas as combinações possíveis

para simular as seis gerações mais influ-

entes associadas a cada proteção.

Cria o ficheiro perfisCAPE.txt que funci-

ona como guia de execução das macros

no CAPE.

regulaprotec.m

Ficheiros:

saidacape.txt

perfisgeracao.txt

Ficheiros:

ZescCAPE.txt

Lê os dados do ficheiro SAIDACAPE.txt e

do PERFISGERACAO.txt.

Cria o vetor prob com as probabilidades

associadas a cada geração da rede.

A cada perfil de geração associa uma

probabilidade obtida a partir do vetor prob.

Para cada proteção determina inicial-

mente o 1º escalão da proteção e da que

está a jusante. Regula o 2º escalão da

proteção com o 1º da proteção a jusante.

Regula o 4º escalão para a maior linha a

jusante tendo em conta os “infeeds”.

Depois de determinados todos os 2ºs es-

calões, são regulados os 3ºs escalões de

forma a garantir que não ocorrem falhas

de seletividade com o 2º escalão da menor

linha vizinha tendo em conta os “infeeds.

Para todas as proteções da rede são es-

critos, no ficheiro ZescCAPE.txt, os valores

dos quatro escalões e o respetivo número

da proteção.


44

Tabela 5.2: MACROS desenvolvidas no CAPE.

Entradas Saídas Funcionalidade

auxperfil.mac

Argumentos: - STR: string de zeros e uns. - L_COMBI: nº da coluna da matriz a criar.

Dados: - Matriz MAT-COMBI

Cria uma coluna da matriz MATCOMBI com a

combinação de zeros e uns, representando a

geração desligada ou ligada de seis gerações

mais influentes para uma dada proteção.

perfiscc.mac

consideracoes.mac

geracaorede.mac

(Anexo B)

equivalente_eolica

.mac

pesosgeracao.mac

verificageracao

.mac

Dados: - Matriz MAT-COMBI

Dados: - Matriz MAT - Matriz NUM-PERFIS - Matriz SIR

Identifica todas as proteções da rede. Cria a

matriz SUBNOME para identificar toda a

geração presente na rede, permitindo, assim, a

simulação dos diferentes perfis de geração.

Partindo de uma proteção, identifica a proteção

a jusante que se pretende coordenar. Corre a

macro considerações.mac com o intuito de

determinar a impedância da linha da proteção.

Executa a geracaorede.mac para identificar a

geração presente na rede. Abre os geradores

das subestações da MAT de modo a simular as

correntes máximas de defeito injetadas pela

rede de MAT. Simula um curto-circuito no final

da linha a jusante com o disjuntor aberto.

Verifica se existem cavas de tensão inferiores a

0.85 pu, retirando as centrais em causa. Corre o

equivalente_eolica.mac verificando a tensão e

corrente no barramento do lado da rede do

parque eólico. Recalcula a impedância do

parque para que este injete a corrente reativa

prevista no regulamento. Corre a macro pe-

sosgeracao.mac simulando o perfil de geração

pretendido. Realiza o disparo sequencial no

caso das proteções a montante da proteção da

linha vizinha terem “infeeds” superiores ao da

proteção em estudo. Através da macro

verificageracao.mac é guardado o valor da

impedância na matriz MAT. Para cada

impedância registada, guarda o perfil de ge-

ração correspondente na matriz NUMPERFIS e

o SIR associado na matriz com o mesmo nome.

escreve_saidacape

.mac

Dados: - Matriz MAT - Matriz NUM-PERFIS - Matriz SIR

Ficheiros: - saidacape.txt - perfisgeracao .txt - SIR.txt

A partir de cada matriz, escreve os respetivos

ficheiros de saída.

atualizaprotec.mac

(Anexo A)

Argumentos: -TAG: nº da proteção. - ZOP1, ZOP2, ZOP3 e ZOP4: valor dos 4 es-calões.

--- Recebe os quatro escalões e atualiza os va-

lores da proteção na base de dados do CAPE.

comparaprotec.mac Recebe os quatro escalões e apresenta no ecrã

do CAPE os valores obtidos e os valores

antigos, para que seja possível a sua compa-

ração.


45

5.2. Programas Desenvolvidos em MATLAB

Neste ponto são justificadas as considerações tomadas e descrevem-se em detalhe os scripts

desenvolvidos em MATLAB.

5.2.1. Programa Principal

O programa principal corresponde ao script com o mesmo nome: principal.m. Este script é o único

que é executado na linha de comandos do MATLAB e corre de forma autónoma, sem a necessidade

de qualquer intervenção por parte do utilizador. O programa é responsável pela execução dos res-

tantes dois scripts desenvolvidos.

Iniciado o principal.m, e após a mensagem de abertura, é executado o script geracombinacoes.m

que cria o ficheiro perfisCAPE.txt. O principal.m apresenta, de seguida, a mensagem ao utilizador de

que o ficheiro foi criado e informa-o de como deve executá-lo no CAPE, indicando, na linha de

comandos, o comando, diretório e nome do ficheiro: input C:\cape\tese\perfisCAPE.txt.

O programa fica à espera da mensagem do CAPE, escrita quando terminadas todas as macros,

cujos nomes são indicados no perfisCAPE.txt. Depois de escrita, a mensagem: “Macro

ESCREVE_SAIDACAPE concluída!” no ficheiro Pronto.txt, de imediato e automaticamente, o

principal.m prossegue chamando o script regulaprotec.m para fazer a regulação dos quatro escalões

de todas as proteções da rede em estudo no CAPE.

Após a escrita do ficheiro ZescCAPE.txt no regulaprotec.m, o programa principal termina infor-

mando o utilizador de que este ficheiro foi criado e de como pode executá-lo no CAPE: input C:\

cape\tese\ZescCAPE.txt.

5.2.2. Programa Gerador do Ficheiro de Execução de Macros

O script geracombinacoes.m é responsável pela geração de combinações de perfis funcionando

como uma ferramenta auxiliar para o estudos dos perfis mais influentes no CAPE, e ainda, é respon-

sável pela criação do ficheiro perfisCAPE.txt que serve de guia de execução de macros no CAPE.

Consideraram-se para o estudo dos perfis da rede, apenas as seis gerações mais influentes, para

uma dada proteção, determinadas partindo de uma matriz de pesos. Este número pode à partida ser

considerado reduzido tendo em conta as quarenta gerações que a rede possui no total, no entanto, a

rede está dividida em 10 partes e em apenas duas o número de gerações presentes é superior a seis.

Mesmo nestas porções devido ao facto das centrais hídricas e térmicas se desligarem para valores

de tensão inferiores a 0.85 pu aquando de um defeito, normalmente nunca estão mais de seis gera-

ções ligadas à rede em simultâneo e portanto este valor é considerado um valor razoável.

Ora, devido às limitações intrínsecas da linguagem CUPL, optou-se por gerar a sequência de

combinações no MATLAB, para que pudesse ser aplicada no CAPE aos perfis da rede. Para o efeito

utilizou-se este script gerando números binários entre 1 e 64, e guardando-os como strings no vetor


46

PERFIL. Posteriormente, cada uma das strings é escrita em cada linha do ficheiro perfisCAPE.txt

como parâmetro da macro AUXPERFIL.

Figura 5.2: Ficheiro perfisCAPE.txt.

A matriz MATCOMBI, com as combinações, tem de ser definida antes de se executar a macro

AUXPERFIL, pois pretende-se que esta macro seja executada o número de vezes correspondente ao

número de combinações pretendido. A linguagem CUPL permite que se definam as matrizes indi-

cando entre parênteses o seu número de linhas, que se considerou igual ao número de gerações

mais influentes. O segundo parâmetro da macro serve apenas para identificar o número da coluna da

matriz que se pretende construir. O número de combinações geradas não é sessenta e quatro, mas

sessenta e três, uma vez que a combinação com apenas uns é simulada previamente pois corres-

ponde ao perfil base, em que está toda a geração ligada à rede, e portanto, não é necessário ser

contabilizada na matriz das combinações.

O script termina a sua execução ao escrever, no ficheiro perfisCAPE.txt, as restantes macros a

simular no CAPE. No final do ficheiro é escrito o comando RETURN para que o CAPE termine a lei-

tura do perfisCAPE.txt. Um excerto deste ficheiro é apresentado na figura 5.2 acima.

5.2.3. Programa de Regulação de Proteções de Distância

A regulação e coordenação das proteções de distância é realizada pelo script regulaprotec.m.

Este programa só é executado quando o principal.m recebe a mensagem do CAPE no ficheiro

Pronto.txt. Esta mensagem só é enviada pelo CAPE após este ter escrito os ficheiros SAI-

DACAPE.txt, PERFISGERACAO.txt e SIR.txt.

O ficheiro SIR.txt é meramente informativo, servindo apenas para o utilizador identificar situações

em que a medição das impedâncias, por parte das proteções, pode ter um erro associado elevado ou

até situações em que a proteção está impedida de funcionar devido às contingências da rede.

Portanto, os ficheiros de interesse para o programa são o SAIDACAPE.txt e o

PERFISGERACAO.txt, que de seguida se apresentam:


47

Figura 5.3: Ficheiro SAIDACAPE.txt.

Figura 5.4: Ficheiro PERFISGERACAO.txt.

Os dados são lidos pelo MATLAB e colocados em tabelas. O primeiro e o segundo valor de cada

linha de ambos os ficheiros correspondem, respetivamente, ao número da proteção em estudo e ao

número da proteção a jusante. O terceiro e quarto valor de cada linha do SAIDACAPE.txt correspon-

dem às impedâncias da linha da proteção e da linha vizinha à proteção, respetivamente. A partir do

quinto valor, inclusive, são os valores de impedâncias vistos pela proteção para um curto-circuito no

final da linha a jusante e para os vários perfis de geração. Estes perfis de geração são representados

por zeros, uns ou dois, como mencionado anteriormente, e são registados para cada impedância

correspondente no PERFISGERACAO.txt.

Construiu-se o vetor PROB com as probabilidades associadas a cada tipo de geração. As

probabilidades consideradas em cada caso estão explicadas e justificadas no ponto 3.2.1.

De seguida, procede-se à coordenação e regulação dos escalões de cada proteção de distância,

tendo sido tomadas, para cada escalão, as considerações que de seguida se apresentam. A estraté-

gia seguida teve por base uma metodologia desenvolvida nos anos 90 para redes de Transmissão e

aplicada à rede portuguesa [1], [10] e [11].

1º Escalão:

O 1º escalão tem em conta apenas os erros de medida. Estes erros de medida podem ser repre-

sentados por uma distribuição normal com uma dada média e desvio padrão. A função densidade de

probabilidade do 1º escalão, para uma dada impedância Z da linha, é:

( )

( ) ( )

( ) (5.1)


48

com média igual a Zop1 e desvio padrão .

Partindo da vantagem do Teorema do Limite Central e considerando, assim, os vários erros que

afetam a medida da proteção como variáveis independentes, a função densidade de probabilidade

converge para uma função gaussiana cujo desvio padrão é definido através da soma quadrática

dos desvios padrão dos diversos erros:

Erro relé: → 6

Erro TI: → 6 T T 6

Erro TT: → 6 TT TT

Erro cálculo Zl: → 6

Erro Zhomopolar: → 6

Erro Ztransitório: → 6 6

Considerando um grau de confiança para todos os erros de 95%.

(5.2)

Zop1 é definida para todas as proteções com o valor de 80% da sua linha:

Zop1=0,8×Zl (5.3)

Determinando a função densidade de probabilidade para cada valor de impedância da linha ob-

tém-se a distribuição normal apresentada na figura seguinte:

Figura 5.5: Distribuição Normal para o 1º escalão.

A probabilidade acumulada associada ao 1º escalão, ou melhor, a função de distribuição é dada

pela seguinte expressão:

( ) P( ) ∫

( ) ( )

( )

(5.4)


49

Esta expressão representa a probabilidade da proteção atuar em 1º escalão para um defeito na

linha. Regulando o 1º escalão da proteção para 80% da linha garante-se, tendo em conta os erros de

medida, que o defeito é visto para além do final da linha com uma probabilidade inferior a 0,1%, como

se pode comprovar na figura 5.6. Se se regulasse o referido escalão para um valor superior, logica-

mente esta probabilidade aumentaria, o que não é desejável visto que o 1ºescalão tem de garantir a

proteção do maior comprimento possível da linha e que não ocorra atuação com um defeito para

além do seu termo.

Figura 5.6: Probabilidade Acumulada de atuação da proteção em 1º escalão.

Os 1ºs escalões de todas as proteções da rede são reguladas para 80% do valor da impedância

direta da sua linha. Para linhas multiterminais este escalão é regulado para 80% do menor valor de

impedância entre o extremo onde se encontra a proteção e os extremos remotos.

Para coordenar com o 2º escalão da proteção da linha a montante, interessa saber a probabili-

dade da proteção a jusante não atuar em 1º escalão e eventualmente ocorrer a atuação de ambas as

proteções em 2º escalão, caso em que ocorre falha de seletividade. Portanto, a probabilidade da

proteção não atuar em 1º escalão é apresentada na imagem seguinte e dada pela expressão:

( ) P( ) ∫

( ) ( )

( )

(5.5)


50

Figura 5.7: Probabilidade Acumulada de não atuação da proteção em 1º escalão.

2º Escalão:

A função densidade de probabilidade do 2º escalão é dada por:

( )

( ) ( )

( ) (5.6)

com média igual a Zop2 e desvio padrão .

O desvio padrão é definido através da soma quadrática dos desvios dos diversos erros, não

sendo tido em conta, para este caso, o erro associado ao comportamento transitório da proteção:

Erro relé: → 6

Erro TI: (menores correntes) → 6 T T

Erro TT: (menor queda de tensão) → 6 TT TT 6

Erro cálculo Zl: → 6

Erro Zhomopolar: → 6

Considerando um grau de confiança para todos os erros de 95%.

(5.7)

O 2º escalão é regulado tendo em conta três variáveis: as impedâncias aparentes vistas pela

proteção tendo em conta os “infeeds”, os erros de medida traduzidos pela função densidade de pro-

babilidade mencionada atrás e a localização do defeito. Este escalão é regulado tendo em conta dois

condições: de forma a garantir a proteção de mais de 99é% da sua linha e de modo a coordenar com

o 1º escalão da proteção da menor linha a jusante de forma a garantir que não ocorrem falhas de se-

letividade com um erro inferior a 0,05%.


51

Para cada proteção e simulando um curto-circuito no final da sua linha vizinha os valores de im-

pedância, obtidos no ficheiro saidacape.txt, são relacionados com a probabilidade do perfil de gera-

ção que lhe deu origem e que está presente no ficheiro perfisgeracao.txt. Estas probabilidades são

pesadas de modo a que a sua soma para todas as impedâncias aparentes obtidas dê 100%, ob-

tendo-se um gráfico semelhante ao apresentado em seguida:

Figura 5.8: Impedância vista pela proteção para curto-circuito no final da menor linha vizinha tendo em

conta os “infeeds”.

Uma vez que se obteve apenas, do ficheiro saidacape.txt, os valores dos “infeeds” para o curto-

circuito no final da linha, foi necessário determinar no script os valores para cada ponto da linha, con-

siderando para isso a localização do defeito como uma variável aleatória z com distribuição uniforme,

sendo a densidade de probabilidade dada por: p(z)=1/Zl.

Dividiu-se a linha em cem partes iguais e para cada um dos pontos considerou-se a densidade de

probabilidade referida e obteve-se, à medida que se percorreu a linha do final até ao seu início, uma

compressão dos valores de impedância em torno do ponto de defeito e um natural aumento da am-

plitude dos histogramas com os valores das probabilidades associadas aos diferentes perfis, sendo

essas probabilidades somadas de forma a manter os histogramas discretizados de 0.01 em 0.01Ω.

Na figura seguinte apresentam-se os histogramas para um defeito a 10%, 50% e 100% da linha,

sendo possível visualizar os referidos efeitos na forma dos histogramas.


52

Figura 5.9: Impedância vista pela proteção para curto-circuito a 10%, 50% e 100% da menor linha vizinha

tendo em conta os “infeeds”.

Aplicando a expressão seguinte aos valores do 2º escalão para cada uma das 100 localizações

de defeito simuladas, determina-se a função densidade de probabilidade que representa os erros de

medida para as impedâncias aparentes vistas pela proteção para cada localização de defeito na li-

nha.

( ) ∑

( ) ( )

( ) ( )

(5.8)

Obtém-se assim uma matriz para cada localização de defeito com os valores da densidade de

probabilidade em função das impedâncias vistas pela proteção, representado as distribuições nor-

mais associadas a cada localização de defeito.

Figura 5.10: Impedância vista pela proteção para curto-circuito a 10%, 50% e 100% da menor linha vizinha

tendo em conta os “infeeds” e os erros de medida.


53

De forma a garantir seletividade é necessário determinar o valor de Zop2 que garante a não ocor-

rência de falhas de seletividade (atuação das duas proteções em 2º escalão).

Zop2 é definida a partir do valor da média da distribuição normal, registada para uma dada locali-

zação de defeito, em que a intersecção da sua função de distribuição com a função de distribuição

definida para a não atuação em 1º escalão da proteção a jusante dá origem a um erro inferior a

0,0005, ou seja, a probabilidade de ocorrer falha de seletividade é inferior a 0,05%.

Considerou-se, portanto, que a probabilidade da proteção primária não atuar em 1º escalão e a

probabilidade da proteção secundária atuar em 2º são acontecimentos independentes.

P( ) P( ) P( ) (5.9)

A título de exemplo, na figura seguinte são apresentadas as funções de distribuição, ou seja, as

probabilidades acumuladas calculadas até à determinação do valor de Zop2 cuja probabilidade de

ocorrer falha de probabilidade é inferior a 0.05%.

Figura 5.11: Probabilidades acumuladas de 2º escalão da proteção secundária e 1º escalão da primária.

A figura que se segue representa a coordenação dos dois escalões, identificando o valor com que

se regulou o 2º escalão da proteção em estudo e o valor do 1º escalão da proteção a jusante.


54

Figura 5.12: Coordenação do 2º escalão da proteção com o 1º da proteção a jusante.

Se não existir nenhuma proteção a jusante da proteção em estudo, os escalões desta são regu-

lados do seguinte modo: o 1º escalão é regulado para 80% do valor da impedância da linha e o 2º

para 120% da impedância da linha da proteção, o 3º e 4º escalões não é necessário regular, pois não

têm de garantir reserva remota.

4º Escalão:

Após a regulação do 2º escalão da proteção é agora regulado o 4º escalão. Este tem como fun-

ção proteger a maior das linhas vizinhas tendo em conta os “infeeds”, ou seja, é regulado para prote-

ger a linha vizinha em que um curto-circuito no final conduz aos valores de impedâncias aparentes

mais elevados vistos pela proteção. Portanto, para este escalão interessa apenas a simulação do

defeito no final da linha.

Para cada valor de impedância aparente medido pela proteção está associado um erro de medida

com distribuição normal de média igual ao mesmo valor de medida e desvio padrão igual ao desvio

padrão do 2º escalão: . Obtém-se uma distribuição que tem em conta todos os erros

de medida, representando, portanto, a impedância vista pela proteção no final da linha vizinha com o

maior “infeed”.

A expressão determinada para calcular a função densidade de probabilidade do 4º escalão, para

uma dada impedância Z da linha, é idêntica à utilizada para o 2º escalão:

( ) ∑

( ) ( )

( ) ( )

(5.10)


55

Partindo da distribuição normal obtida pela expressão anterior e apresentada na figura 5.13, é

obtida a probabilidade acumulada, que pode ser observada na figura 5.14.

Figura 5.13: Impedância vista pela proteção para curto-circuito no final da maior linha vizinha tendo em

conta os “infeeds” e os erros de medida de 4º escalão.

Com o intuito de proteger a maior linha vizinha ou a com maior “infeed”, o valor de Zop4 é regu-

lado de forma a garantir que protege a sua totalidade com um erro inferior a 0.01%.

Figura 5.14: Regulação do 4º escalão para a proteção em estudo.

Como se pode observar na figura anterior, para o exemplo apresentado e de forma a garantir um

erro inferior ao mencionado, o 4º escalão foi regulado para o valor de 16,64 Ω.

Este escalão pode eventualmente não ser necessário, no caso de ao regular o 3º escalão para

garantir a proteção da menor linha vizinha com “infeeds”, este proteger também a maior linha vizinha.

Neste caso é atribuído o valor zero ao 4º escalão para que quando se atualiza os escalões no CAPE

para os valores obtidos no script do MATLAB, este escalão seja colocado inativo.

Após a regulação do 4º escalão, para a proteção em estudo é registado na matriz Zescalao, a


56

impedância da linha e da linha vizinha com o menor “infeed”, o número da proteção, o número da

proteção da referida linha vizinha e os valores de 1º, 2º e 4ºs escalões. A coluna do 3º escalão é dei-

xada a zero, pois é o escalão que ainda falta regular. Uma linha da matriz Zescalao, sem a regulação

do 3º escalão, é apresentada na tabela abaixo.

Tabela 5.3: Linha da Matriz Zescalao.

ZA ZB Nº Proteção

A Nº Proteção

B Zop1 Zop2 Zop3 Zop4

2.8490 1.4650 177 125 2.2792 3.3293 0 16.6438

3º Escalão:

Depois de regulados o 1º, 2º e 4º escalões das proteções de distância da rede é necessário re-

gular os seus 3ºs escalões. Teoricamente o 3º escalão é regulado de forma a proteger a maior das li-

nhas vizinhas, no entanto neste trabalho, essa função, como mencionado atrás, foi deixada para o 4º

escalão. Sendo assim, regularam-se os 3ºs escalões de forma a garantir seletividade com os 2ºs es-

calões da proteção a jusante, coordenando o 3º escalão da proteção em causa com o 2º da proteção

da menor linha vizinha tendo em conta os “infeeds”, ou seja, o 3º escalão é regulado para proteger a

linha vizinha em que um curto-circuito no final conduz aos menores valores de impedâncias aparen-

tes vistos pela proteção. Portanto, para este escalão interessa a simulação do defeito no final da li-

nha, partindo do mesmo gráfico de impedâncias aparentes vistas pela proteção apresentado atrás

para o 2º escalão (figura 5.8).

A cada valor de impedância está associado um erro de medida com distribuição normal de média

igual ao mesmo valor de medida e desvio padrão igual ao desvio padrão do 3º escalão: .

Este valor é definido para um valor um pouco superior ao do 2º escalão. Tendo em conta a soma de

todas as distribuições normais para cada ponto do histograma, obtém-se uma distribuição que tem

em conta todos os “infeeds” e os erros de medida, representando, portanto, a impedância vista pela

proteção no final da menor linha vizinha tendo em conta os “infeeds”.

Portanto, a expressão determinada para calcular a função densidade de probabilidade do 3º es-

calão, para uma dada impedância Z da linha, é dada por:

( ) ∑

( ) ( )

( ) ( )

(5.11)

Determinada a função densidade de probabilidade para cada valor de impedância da linha, ob-

tém-se uma distribuição aproximadamente normal. Para se obter uma distribuição normal equivalente

à referida distribuição utilizou-se a seguinte expressão:

( )

( )

( )

( ) T (5.12)


57

Achou-se a média (μ), determinando o valor de Z a que corresponde a maior probabilidade, cal-

culou-se a probabilidade total (pTotal), somando todas as probabilidades associadas às impedâncias

aparentes apresentadas no histograma e definiu-se o novo valor do desvio padrão fazendo fequiva-

lente(Z)=fequivalente(μ):

( ) (5.13)

Estes dois valores de média e desvio padrão associados ao 3º escalão são guardados, respeti-

vamente, no vetor Zop3_a e sigma3_a, com o índice correspondente ao índice da proteção em es-

tudo.

Para coordenar este escalão para todas as proteções da rede, começa-se pela proteção identifi-

cada na primeira linha da matriz Zescalao, corre-se a matriz até achar a linha cuja proteção corres-

ponde à proteção da linha vizinha com menor “infeed”. O valor de ZB e do número da proteção B da

linha 1 tem de corresponder ao valor de ZA e ao número da proteção de A presentes noutra linha. Se

não houver correspondência é porque a proteção não tem nenhuma proteção a jusante.

Tabela 5.4: Matriz Zescalao.


A Nº Proteção


2.8490 1.4650 177 125 2.2792 3.3293 0 16.6438

… … … … … … … …

1.4650 2.8490 125 177 1.1720 2.7558 0 42.7468

Identificados os índices de ambas as linhas, com o índice da proteção a jusante, acede-se ao

vetor da probabilidade acumulada de não atuação em 2º escalão e com o índice da proteção em

estudo, consulta-se o valor da média e do desvio padrão presentes nos vetores Zop3_a e sigma3_a.

Com os valores de média e desvio padrão mencionados é determinada a função de distribuição

que traduz a probabilidade da proteção atuar em 3º escalão:

( ) P( ) ∫

( ) ( )

( )

(5.14)

Tendo a probabilidade acumulada da proteção não atuar em 2º escalão que é dada pela função

de distribuição:

( ) P( ) ∫

( ) ( )

( )

(5.15)

Considerando que são acontecimentos independentes:

P( ) P( ) P( ) (5.16)


58

Definindo um erro inferior a 0,5%, partindo do valor de Zop3 registado no vetor Zop3_a e criando

as funções de distribuição com o mesmo desvio padrão retirado de sigma3_a, determinam-se, incre-

mentando o valor de Zop3, o maior valor para Zop3 que garante um erro inferior ao referido. Visto que

a funcionalidade do 3º escalão é de reserva remota, o erro não necessita de ser tão reduzido como o

considerado para a coordenação do 2º escalão com o 1º da proteção a jusante.

Se a probabilidade de ocorrer falha de seletividade for superior a 0,5%, o valor de Zop3 é decre-

mentado até garantir um erro inferior ao mencionado. Nestas situações, a proteção da totalidade da

linha vizinha é garantida pelo 4º escalão, sendo o 3º regulado de forma a garantir exclusivamente que

não ocorrem falhas de seletividade com os 2ºs escalões das proteções a jusante.

Na figura seguinte são apresentadas as probabilidades acumuladas de 3º escalão que foram si-

muladas até se obter o maior valor de Zop3 que garante um erro inferior a 0,5%.

Figura 5.15: Probabilidades acumuladas de 3º escalão da proteção secundária e 2º escalão da primária.

Figura 5.16: Coordenação do 3º escalão da proteção com o 2º da proteção a jusante.


59

A figura anterior representa a regulação efetuada para o 3º escalão da proteção número 177 e

para o 2º escalão da proteção número 125, correspondente à proteção da menor linha vizinha tendo

em conta os “infeeds”. O valor com que se regulou o 3º escalão da proteção é registado na matriz

Zescalao.

Tabela 5.5: Primeira linha da Matriz Zescalao com a regulação do 3º escalão.


A Nº Proteção


2.8490 1.4650 177 125 2.2792 3.3293 4.6924 16.6438

Após a regulação de todos os escalões e de se ter preenchido na totalidade a matriz Zescalao, é

gravado no ficheiro ZescCAPE.txt e no ficheiro comparaprotec.txt, para todas as proteções de distân-

cia da rede, o seu número e os valores dos quatro escalões como parâmetros de entrada da macro

ATUALIZAPROTEC ou COMPARAPROTEC. Excertos de cada um destes ficheiros são apresentados

em seguida:

Figura 5.17: Ficheiro comparaprotec.txt.

Figura 5.18: Ficheiro ZescCAPE.txt.

Depois de escritos os ficheiros, o script regulaprotec.m termina, regressando ao programa

principal, principal.m.


60

5.3. Macros Desenvolvidas no CAPE

Mencionadas as principais alterações realizadas na rede, em seguida são descritas as macros

desenvolvidas.

5.3.1. Macro Geradora de Matriz de Combinações

A primeira macro é a auxperfil.mac e tem como função criar a matriz MATCOMBI com todas as

combinações pretendidas para seis gerações diferentes, de modo a que esta matriz possa ser utili-

zada na macro pesosgeracao.mac na determinação dos perfis de geração da rede a simular para

uma dada proteção e curto-circuito no final da sua linha vizinha.

Esta macro é executada o número de vezes correspondente ao número de combinações preten-

dido, sendo chamada pelo ficheiro perfisCAPE.txt com os seguintes argumentos:

- STR: String de zeros e uns representando a combinação das seis gerações mais influentes es-

tarem ligadas (um) ou desligadas (zero).

- L_COMBI: Número auxiliar que indica o número da combinação e identifica a linha da matriz a

criar.

O número de linhas da matriz corresponde a seis, o número de gerações mais influentes conside-

rado para proceder à análise topológica da rede. As linhas da matriz são preenchidas a partir da lei-

tura da string STR. O número de colunas é dado por L_COMBI, o seu valor máximo, no presente tra-

balho, é de quarenta e um como foi mencionado no ponto 5.2.2. Depois de criada a referida matriz

esta macro não é mais necessária.

5.3.2. Macro Geradora do Equivalente dos Parques Eólicos

A macro equivalente_eolica.mac tem como função executar o algoritmo iterativo, mencionado e

descrito em pormenor no Capítulo 4, que simula o comportamento de cada parque, alterando a im-

pedância equivalente do seu gerador, consoante a localização do curto-circuito na rede, os diferentes

perfis de geração e contingências resultantes das alterações na topologia da rede provocadas pelo

defeito. O algoritmo em questão foi programado nesta macro aplicando todas as considerações men-

cionadas no referido capítulo.

A utilização desta macro permite uma perceção mais realista da influência que o total da capaci-

dade eólica pode ter nos “infeeds”, e consequentemente, na coordenação das proteções de distância

da rede. Sendo uma boa aproximação das condições que os proprietários dos parques eólicos têm de

garantir de modo a cumprir o regulamento quando ocorre um curto-circuito na rede.

No entanto, como esta macro tem de ser executada para cada perfil de geração que se pretende

simular, correspondendo a um dado curto-circuito para um par de proteções principal e secundária, e

sendo este método iterativo, o tempo de processamento, para o estudo pretendido, aumenta subs-

tancialmente.


61

5.3.3. Macro Principal

A macro perfiscc.mac é a macro principal, e portanto, a mais importante neste estudo, a partir da

qual são executadas mais cinco macros: geracaorede.mac, consideracoes.mac, equiva-

lente_eolica.mac, pesosgeracao.mac e verificageracao.mac.

Nesta macro começa-se por identificar todas as proteções existentes na rede. De seguida é iden-

tificada toda a geração, criando a matriz SUBNOME com os seus dados. A primeira linha da matriz

contém os números dos barramentos do lado da rede dos parques eólicos, das centrais e da geração

representativa da MAT. A segunda linha contém o nome das linhas dos parques eólicos e centrais, no

caso da geração proveniente da MAT é atribuído o valor zero, no caso especial da central de bio-

massa com dois grupos e da de gasóleo com três é atribuído o valor do número do barramento do

lado do gerador. Assim, para se simular a desligação de qualquer uma da geração mencionada, esta

matriz é consultada e através do nome da linha ou dos números dos seus barramentos, a geração é

retirada da rede.

Posto isto, a macro entra num ciclo que corre todas as proteções da rede. Partindo de uma dada

proteção com o número indicado pela variável TAG, é identificada a proteção a jusante que se pre-

tende coordenar. A proteção, cujo número é atribuído à variável TAG1, é identificada acedendo à co-

luna PS_DATA da tabela PROTECTIVE_DEVICE_DATA da base de dados. No caso da proteção em

estudo não possuir nenhuma outra a jusante, o número desta e a impedância da sua linha são regis-

tados na matriz MAT e termina o ciclo.

Partindo do número da proteção é possível identificar o barramento local e barramento remoto no

outro extremo, no entanto, existem casos especiais, em que estes dois barramentos não delimitam a

zona que se pretende proteger mas uma porção dela, uma vez no meio da linha podem existir barra-

mentos, ou mesmo postos seccionadores, que não se pretende contabilizar. Estes casos são verifi-

cados pela macro consideracoes.mac, com a exceção do caso das proteções que não têm nenhuma

a jusante, que é tratado diretamente na macro perfiscc.mac.

A estratégia utilizada para identificar estas zonas e com isso determinar corretamente as impe-

dâncias é a seguinte. Identificam-se os dois barramentos da proteção com o número TAG, BUS1 e

BUS2, os dois barramentos da proteção número TAG1, BUS2_2 e BUS3 e por fim o barramento da

proteção a jusante da proteção secundária TAG2, BUS3_2. É executado o comando DOPATH que

corre o caminho desde a linha definida pelos barramentos BUS1 e BUS2 até chegar a BUS2_2, so-

mando o valor da impedância de cada linha existente nesse caminho, determina-se assim a impe-

dância total da linha da proteção primária. É repetido o mesmo comando, mas agora partindo-se da

linha definida por BUS2_2 e BUS3 até se chegar ao barramento BUS3_2, somando as impedâncias

das linhas, acha-se o valor da impedância total da linha da proteção secundária.

A estratégia mencionada só é posta em prática se o nome da subestação a que pertence o bar-

ramento BUS2 e o barramento BUS2_2 ou nome da subestação a que pertence o barramento BUS3

e o barramento BUS3_2 for diferente.


62

Para o par de proteções TAG/TAG1, são registados na matriz MAT: o número TAG, TAG1, o va-

lor da impedância da linha da proteção primária e o valor da impedância da linha da proteção secun-

dária. Estes valores podem ser obtidos diretamente ou aplicando a estratégia referida se se verificar a

condição apresentada no último parágrafo.

Para identificar a geração presente na rede é executada a macro geracaorede.mac. Nesta macro

é determinado o vetor PERFISTOTAL, com os valores de impedância medidos desde o barramento

da proteção até aos barramentos de todas as gerações da rede a jusante e/ou montante da proteção.

A geração presente na mesma porção da rede da proteção tem para o respetivo índice do vetor

PERFISTOTAL (de acordo com a tabela 4.2), um determinado valor de impedância obtido somando

as impedâncias do caminho identificado pelo comando DOPATH. Para geração que não esta pre-

sente nesta parte da rede o comando DOPATH não consegue determinar nenhum caminho entre o

barramento da proteção e o barramento da geração e é, portanto, registado o valor zero no vetor na

posição referente ao número da respetiva geração.

Para a geração representativa da MAT identificada nesta porção da rede são desligados os gera-

dores síncronos que representam as correntes de curto-circuito mínimas. De modo a que, inicial-

mente, esta geração contribua com as correntes de curto-circuito máximas.

Com o par de proteções TAG/TAG1 é simulado um curto-circuito no final da linha da proteção a

jusante com o disjuntor nesse extremo aberto, considera-se, assim, que a proteção de distância aí

presente atuou em 1º escalão. Na rede em estudo aplicaram-se somente curto-circuitos trifásicos que

embora não sejam os mais frequentes, são os mais severos e normalmente os simulados para de-

terminar a corrente de defeito máxima a interromper.

Neste ponto pretende-se simular os diferentes perfis de geração, no entanto, é necessário perce-

ber qual a sua influência na variação da impedância vista pela proteção. Para tal fizeram-se alguns

testes, um dos quais é apresentado em seguida.

Na figura 5.19 a) é possível visualizar uma variação muito acentuada no valor da impedância

vista pela proteção à medida que se variou o perfil de geração da rede. Esta impedância pode ser

determinada recorrendo à seguinte equação:

( ∑

) (5.17)

Partindo desta equação e observando a figura 5.19 b) é possível compreender a variação de im-

pedância apresentada na figura 5.19 a).


63

a) b)

Figura 5.19: Variação da impedância vista pela proteção para diferentes perfis de geração.

a) Exemplo de uma proteção regulada no CAPE sem ter em conta os “infeeds”.

b) Esquema representativo das correntes que influenciam a impedância vista pela proteção.

Para o perfil base, com toda a geração ligada à rede, a impedância obtida é elevada, mas, ainda

assim, aproxima-se do valor médio das impedâncias registadas.

Ao se retirar a geração a jusante, os “infeeds” (∑ ) diminuem face à corrente a montante da

proteção, o que inevitavelmente leva a uma diminuição da impedância vista pela proteção até, em

certos casos, se se remover todos os “infeeds”, a proteção passar a ver apenas o valor da soma da

impedância da sua linha e da linha vizinha.

Ao se retirar gradualmente a geração a montante, a corrente que passa pela proteção diminui em

comparação com os “infeeds” que esta vê, aumentando, assim, a impedância. No limite quando se

retirasse toda a geração a montante e se se mantivessem “infeeds”, o valor da impedância vista pela

proteção seria infinita.

Estas situações limite ocorrem quando uma grande parte da geração se encontra desligada da

rede. No entanto, um curto-circuito na rede mesmo para o perfil base, pode conduzir a cavas de ten-

são que retirem de serviço uma grande parte da geração, podendo ocorrer umas dessas situações

limite.

TAG 1

TAG1 2

D

3

Retirando geração a

jusante da proteção

Para toda a

geração ligada

Retirando geração a

montante da proteção


64

A probabilidade contabilizada nestes casos é a probabilidade associada ao perfil que deu origem

a estas cavas e não a probabilidade da geração que ficou posteriormente desligada. Por outro lado,

impedância vista pela proteção é a impedância medida com o perfil resultante contabilizando as

cavas.

A rede em estudo está dividida em 10 partes diferentes, e como mencionado em 5.2.2, apenas

duas têm mais de seis gerações ligadas à rede. Na porção identificada como a parte 10, existem dez

gerações diferentes, no entanto, sete dessas gerações são centrais térmicas e hídricas, que normal-

mente se desligam, pois a tensão nos seus barramentos desce dos 0.85 pu, para os curto-circuitos

simulados nesta parte da rede, e portanto, grande parte das simulações nesta porção da rede apenas

estão ligados dois eólicos e a geração representativa da MAT. Identicamente, na porção identificada

como a parte 9, existem quinze gerações diferentes, mas apenas três partes eólicos e duas gerações

representativas da MAT.

Partindo destes pressupostos considerou-se a simulação dos perfis de geração recorrendo à se-

guinte estratégia, que corresponde à simulação de todas as combinações possíveis das seis gera-

ções mais influentes a montante e a jusante da proteção, com base na matriz de combinações criada

(MATCOMBI). Para as situações em que a geração presente na rede é inferior a seis, são feitas as

simulações de todas as combinações possíveis, por exemplo se forem identificadas apenas três ge-

rações presentes na rede, o número de combinações é de apenas 23=8. Da matriz MATCOMBI é ob-

tida uma matriz auxiliar de menor dimensão para simular estas combinações.

Indicada a estratégia, o primeiro perfil de geração a simular é o perfil de base, com toda a gera-

ção ligada e para o perfil de correntes máximas da MAT. O perfil de base existente na porção da rede

em estudo é indicado pelo vetor PERFISTOTAL obtido na macro geracaorede.mac. De seguida é

executada a macro equivalente_eolica.mac que parte com os parques eólicos modelados para os

seus valores pré-definidos, e, utilizando o seu algoritmo iterativo, recalcula as impedâncias equiva-

lentes do gerador de cada parque de acordo com a tensão e corrente no seu barramento do lado da

rede de modo a cumprir os limites de corrente reativa impostos pelo regulamento. Por cada iteração

desta macro é simulado o curto-circuito e verificada a existência de cavas na rede que possam con-

duzir à desligação de centrais, no caso da tensão no seu barramento do lado da rede descer dos

0.85pu.

Após a convergência do algoritmo, e para o perfil resultante, é feita a análise dos “infeeds” e

verificada a ocorrência ou não do disparo sequencial das proteções. Para isso, recorrendo à coluna

PS_DATA da tabela PROTECTIVE_DEVICE_DATA da base de dados, identificam-se todas as prote-

ções que têm a proteção TAG1 como proteção secundária e comparam-se as impedâncias vistas por

todas essas proteções com a impedância vista pela proteção número TAG.

Se a proteção TAG for a que vê uma impedância aparente menor, é a sua linha que contribui com

o maior “infeed”, e portanto, é a proteção que vê o defeito mais perto, atuando considerando a

influência de todos os “infeeds” para a linha vizinha.


65

Caso contrário, se a linha da proteção TAG, não for a que tem o “infeed” maior, é disparado o

disjuntor da proteção da linha com o maior “infeed”, pois esta vê o defeito mais perto. Este método é

repetido, até a proteção número TAG ver a menor impedância aparente. Neste caso, a proteção só

atua após o disparo sequencial das proteções das linhas com maiores “infeeds”, sendo guardada a

impedância aparente vista pela proteção para esta configuração da rede.

Na macro verificageracao.mac é registada na matriz MAT o valor da impedância aparente vista

pela proteção para o perfil e configuração da rede obtidos, é registado na matriz NUMPERFIS o perfil

que deu origem a esta topologia da rede, neste caso o perfil base, e na matriz SIR o valor do SIR as-

sociado à impedância aparente medida pela proteção. Se este valor de impedância é igual à soma da

impedância da linha e da linha vizinha, significa que não existem ou foram retirados todos os “infe-

eds”, e portanto, não faz sentido a simulação mais perfis de geração, sendo terminado aqui o ciclo do

par proteção TAG/TAG1.

Se a impedância obtida é muito elevada (infinita), é impossível regular a proteção, e portanto, não

pode ser enviada para o script regulaprotec.m, sendo, por isso, apenas registado o valor do SIR na

sua matriz, não se guardando o valor da impedância na matriz MAT, nem o seu perfil na matriz

NUMPERFIS e termina aqui o ciclo.

Se nenhuma das duas condições anteriores se verifica, este ciclo é repetido mas agora

simulando os perfis de geração de acordo com a estratégia indicada.

São simulados no máximo sessenta e quatro perfis de geração diferentes, um é o perfil base já

mencionado, e os sessenta e três correspondem a todas as combinações possíveis das seis gera-

ções presentes na porção da rede. Se forem identificadas menos gerações presentes na rede, obvi-

amente, o número de combinações possíveis diminui.

Esta estratégia é executada na macro pesosgeracao.mac da seguinte forma. Partindo de uma

matriz PESOS, criada para o efeito com o número de linhas correspondente ao número total de gera-

ções na rede (quarenta), foram registados na coluna 1 os valores das correntes injetadas por cada

geração para um dado curto-circuito na rede com o perfil base, registaram-se na coluna 2 a soma das

impedâncias das linhas deste o barramento da proteção TAG até ao barramento do lado da rede de

cada geração a jusante da proteção, na coluna 3 a soma das impedâncias das linhas até ao barra-

mento de cada geração a montante da proteção.

Para determinar as impedâncias entre o barramento da proteção TAG e os barramentos de toda

a geração utilizou-se o comando DOPATH. Este comando retorna o caminho com o menor número

de ramos. Se existir um caminho com igual número de ramos é escolhido um de forma arbitrária e

não necessariamente o caminho mais curto. Esta situação pode levar a que se cometa algum erro, no

entanto, uma vez que nesta rede a diferença da impedância das linhas é pequena o possível erro que

se possa cometer nesta situação também será pequeno e considera-se desprezável. Mesmo assim, e

tendo isto em consideração atribui-se um peso a cada uma das impedâncias medidas que é metade

do peso a que se atribui às correntes.


66

Na coluna 4 da matriz são registados os pesos para as correntes, sendo atribuídos pesos mais

elevados para as correntes mais elevadas, o que corresponde à geração que tem um maior contri-

buto para o defeito. A coluna 9 foi preenchida com os menores valores de impedâncias para cada ge-

ração registada na coluna 2 e 3, obtendo-se as menores impedâncias vistas pela proteção, indepen-

dentemente, das gerações estarem a montante ou a jusante da proteção, ou no caso de serem vistas

a montante e a jusante, indica o valor da impedância que traduz o caminho mais curto. Partindo desta

coluna, foram estabelecidos na coluna 10 os pesos para as impedâncias, sendo atribuídos os pesos

mais elevados para as gerações com menor impedância e que, portanto, estão mais próximas da

proteção.

Para cada geração são multiplicados os pesos das correntes da coluna 4 com os pesos das im-

pedâncias da coluna 10, obtendo-se na coluna 11 o peso total para cada geração. Analisando esta

última coluna são identificadas as seis gerações mais influentes, ou seja, as seis que têm o peso total

mais elevado, e é colocado no vetor ITOTAL, o número de cada uma dessas gerações, este número

é o número atribuído previamente a cada geração que foi apresentado na Tabela 4.2.

Este vetor ITOTAL só é determinado uma vez para cada par proteção TAG/TAG1 e para o perfil

de base, identificando as seis gerações, que para esse perfil, têm uma maior influência, contribuindo

com correntes mais elevados e/ou estando mais próximas da proteção TAG e do defeito em questão.

Este vetor pode ter menos de seis gerações. Foram identificadas porções na rede do CAPE que

têm cinco, três, duas ou apenas uma geração ligadas, que corresponde a um vetor ITOTAL de di-

mensão 5, 3, 2 ou 1, e o número de simulações efetuadas varia obviamente e respetivamente para

25=32, 2

3=8, 2

2=4 e 2

1=2. Da matriz MATCOMBI é obtida uma matriz de menor dimensão com todas

as combinações possíveis para cada caso.

Considerando as seis gerações, com o auxílio da matriz de combinações MATCOMBI, simulam-

se os sessenta e três perfis diferentes, correspondente ao número de colunas desta matriz, desli-

gando, para cada coluna, a geração indicada pelo vetor ITOTAL a que correspondem os índices das

linhas da matriz que contêm o valor zero.

Para cada um destes perfis repetiu-se o ciclo mencionado atrás. Simulou-se o curto-circuito no fi-

nal da linha vizinha, recalculou-se a impedância equivalente dos geradores dos parques eólicos para

o novo perfil, tendo em conta as cavas de tensão nas centrais e aplicou-se o disparo sequencial no

caso das linhas a montante da linha vizinha terem “infeeds” superiores. Através da macro verificage-

racao.mac é guardado o valor da impedância vista pela proteção, o perfil e o SIR correspondentes.

Após se simularem todos os perfis para o par de proteções TAG/TAG1, de se ter registado os

valores de impedância e os respetivos perfis e valores de SIR, é identificada para a proteção número

TAG, uma nova proteção a jusante, caso exista, e repetido todo o processo.


67

Corridas todas as proteções a jusante da proteção TAG, o estudo desta proteção termina e de

imediato começa a análise da proteção seguinte, sucessivamente, até terem sido verificadas todas as

proteções na rede, que corresponde a um total de 177 proteções.

5.3.4. Macro de Escrita de Ficheiros

A macro escreve_saidacape.mac é a última macro a ser executada pelo ficheiro perfisCAPE.txt e

tem como função, como o próprio nome indica, escrever os dados obtidos nos ficheiros de saída do

CAPE.

Esta macro acede às matrizes: MAT, NUMPERFIS e SIR, criadas na macro perfiscc e imprime os

seus valores, respetivamente, para os ficheiros saidacape.txt, perfisgeracao.txt e sir.txt.

Antes de terminar a sua execução, a macro cria o ficheiro, Pronto.txt, com a mensagem: “Macro

ESCREVE_SAIDACAPE concluída!”, mensagem que assim que é lida pelo script principal.m, este

inicia de imediato a regulação e coordenação das proteções no MATLAB, no regulaprotec.m.

5.3.5. Macro para Atualização dos Escalões das Proteções

A macro atualizaprotec.mac tem como função atualizar os valores dos quatros escalões de todas

as proteções de distância da rede em estudo, para os valores obtidos na coordenação efetuada pelo

script regulaprotec.m.

Esta macro é executada o número de vezes correspondente ao número total de proteções da

rede que foram analisadas no MATLAB. Sendo chamada pelo ficheiro ZescCAPE.txt, criado no regu-

laprotec.m, com os seguintes argumentos: número da proteção (TAG) e os valores dos quatro esca-

lões da proteção (ZOP1, ZOP2, ZOP3 e ZOP4).

Partindo do número da proteção identificam-se os códigos lógicos de cada um dos quatro esca-

lões do modelo da proteção que se pretende atualizar. Para os quatro escalões, os códigos lógicos

são guardados, respetivamente, nas variáveis ZONA1, ZONA2, ZONA3 e ZONA4. De seguida atua-

lizam-se os quatro escalões no CAPE recorrendo ao comando a azul:

1º Escalão: save ZOP1 as DES_REACH_IMP_OHMS_PRIM TAG DIST ZONA1 1 1




Em que DIST é identificado como o código do elemento de distância e os números que se se-

guem depois da variável ZONA correspondem ao número do escalão e ao número da unidade asso-

ciada.

Caso os valores que se pretendam regular se encontrem fora do domínio de regulação, o CAPE

atribui o valor máximo ou o mínimo dependendo de estar acima ou abaixo do domínio desse parâme-

tro.


68

Após a aplicação do comando mencionado, as proteções ficam automaticamente reguladas para

os novos valores no CAPE, no entanto, é necessário guardá-los na base de dados, utilizando o co-

mando: save_to_db all, para que possam estar disponíveis na sessão seguinte, caso contrário, o

CAPE utiliza os valores anteriores.

Antes de se proceder à atualização dos escalões de cada proteção deve ser feita a comparação

entre os valores obtidos no MATLAB e os valores previamente regulados. Esta comparação pode ser

feita na macro COMPARAPROTEC que simplesmente imprime os valores antigos e novos dos esca-

lões de cada proteção para o ecrã do CAPE, permitindo que o utilizador facilmente compare os valo-

res de cada um dos escalões das proteções em estudo.

69

6. Resultados

Neste capítulo são apresentados os resultados da modelação da produção eólica obtidos ao exe-

cutar a macro equivalente_eolica.mac, para analisar o comportamento dos parques eólicos para um

curto-circuito pontualmente simulado na parte 10 da rede do CAPE, que é apresentada mais à frente

na figura 6.4, e em que se pode observar diferentes comportamentos impostos à geração eólica.

Pretende-se abordar, ainda neste capítulo, o tratamento dos dados realizado no CAPE e os

resultados que se obtém para cada par de proteções, assim como, os resultados da coordenação

efetuada no script regulaprotec.m do MATLAB. Como o número de proteções na rede em estudo é

muito elevado e a cada uma estão associados vários dados, foram identificadas apenas algumas das

proteções reguladas e explicados os resultados obtidos.

A execução dos programas em MATLAB é francamente rápida, demorando poucos minutos, em

contrapartida a análise de todos os valores nas macros do CAPE com a simulação dos diferentes

perfis de geração, é bastante lenta, podendo demorar mais de 24 horas, no caso de se pretender

analisar todos os pares de proteções da rede.

Depois de terminada a execução de todos os programas, as proteções cuja coordenação foi

realizada pelo script do MATLAB, podem ser automaticamente atualizadas para a nova regulação

obtida para os seus escalões, executando o ficheiro ZescCAPE.txt como “input” no CAPE, no entanto,

deve ser feita a comparação dos resultados obtidos com os previamente regulados pela EDP, através

da execução do ficheiro comparaprotec.txt como “input” no CAPE, que permite apresentar ambos os

valores de cada escalão para cada uma das proteções no ecrã do CAPE.

Para cada valor de impedância registado, medido por uma dada proteção está associado um va-

lor de SIR. O termo SIR “System Impendance Ratio” corresponde à razão entre a impedância da

fonte e a impedância a medir pela proteção, ou seja, mede a importância da fonte face ao troço da

rede a proteger. Se a impedância da fonte é muito elevada relativamente à impedância vista pela

proteção, a imprecisão associada às suas medidas é também muito elevada. Nestas situações não é

garantido que a proteção atue rapidamente, e portanto, é importante identificar as referidas proteções

sendo registado para cada caso o seu número e o valor de SIR no ficheiro SIR.txt.

6.1. Resultados da Modelação da Produção Eólica

O algoritmo proposto para a modelação da produção eólica foi executado após a simulação de

um curto-circuito trifásico no final da linha que liga a subestação SUBAT31 à subestação SAT46

(figura 6.4), com o disjuntor aberto nesse extremo e após se terem retirado as centrais de biomassa,

cogerações e hídricas por não suportarem tensões inferiores a 0.85 pu provocadas pelo curto-circuito

nos barramentos do lado da rede de cada uma destas centrais.

Capítulo 6: Resultados

70

Tabela 6.1: Ciclos do Algoritmo de Modelação da Produção Eólica.

Considerando o perfil base e para a corrente proveniente da MAT limitada aos seus valores de

curto-circuito máximos, foram determinados os resultados na macro equivalente_eolica.mac e

apresentados na tabela anterior.

Na tabela anterior estão indicados, para cada ciclo do algoritmo e para cada parque eólico, os

valores obtidos para a impedância equivalente do gerador, a tensão no barramento do parque do lado

da rede e a sua contribuição de corrente para o curto-circuito.

Antes de iniciar o método são atribuídos aos geradores equivalentes de todos os parques o valor

da impedância pré-definida, apresentada na tabela 3.1 e determinada realizando os equivalentes a

partir dos dados da EDP, como mencionado no capítulo 3.

No primeiro ciclo, para o primeiro parque é determinado o novo valor de corrente injectada pelo

parque e a tensão no seu barramento. Com estes dois dados é recalculada a impedância equivalente

do gerador e registada na base de dados do CAPE. Na tabela anterior, estes novos valores de cada

parque só são apresentados no ciclo seguinte. No entanto, é com este novo valor para o parque

número um e com os valores pré-definidos para os restantes parques que se recalculam os

parâmetros do parque número dois. Os valores do parque número três são calculados para a nova

topologia da rede resultante da adição destes novos valores de impedância dos dois parques

anteriores e dos valores pré-definidos para os restantes. O processo é repetido sucessivamente até

terminar o primeiro ciclo.

Ciclo Nº 1 2 3 4 5 … 9

PE 1

ZG (pu) 0,653+j2,062 -0,209-j0,383 -0,115-j0,069 -0,159-j0,216 -0,144-j0,166 … -0,148-j0,180

Tensão (pu) 0,739 0,826 0,800 0,810 0,806 … 0,808

Corrente (pu) 0,033-j0,074 0,064-j0,247 0,059-j0,192 0,062-j0,214 0,061-j0,206 … 0,061-j0,208

ZG (pu) 0,143+j0,342 0,143+j0,342

PE 2 Tensão (pu) 1 1

Corrente (pu) 0,000+j0,000 0,000+j0,000

ZG (pu) 0,072+j0,171 -0,075-j0.181 -0,056-j0,128 -0,059-j0,137

PE 3 Tensão (pu) 0,770 0,788 0,785 0,786

Corrente (pu) 0,075-j0,193 0,084-j0,270 0,082-j0,255 0,083-j0,257

ZG (pu) 0,096+j0,448 0,096+j0,448

PE 4 Tensão (pu) 1 1

Corrente (pu) 0,000-j0,00 0,000-j0,00

… … … …

ZG (pu) 0,184+j0,439 0,184+j0,439

PE 13 Tensão (pu) 1 1,000

Corrente (pu) 0,000+j0,000 0,000+j0,000


71

No segundo ciclo são apresentados os valores obtidos para os parques no ciclo anterior e

recalculados novos valores. Os ciclos são repetidos até o método convegir, ou seja, até se verificar

que os valores de todos os parques convergiram.

A convergência é verificada se a diferença em valor absoluto do módulo da impedância do

equivalente do gerador do parque calculado no ciclo actual e no ciclo anterior for inferior a 0.001. Na

tabela anterior são assinalados a laranja os valores para cada parque quando se verifica a

convergência. O parque número dois e os parques número quatro a treze não se encontram nesta

parte da rede e como se pode comprovar na referida tabela, não contribuem para o defeito, por isso o

seu valor de impedância equivalente do gerador não é alterado, convergindo no ciclo número dois.

Os dois parques, assinalados a verde na tabela, apresentam valores de tensão no seu

barramento do lado da rede inferiores a 0.9 pu, e uma vez que nestas situações há restrições

relativamente à corrente com que cada parque pode contribuir para o defeito, as impedâncias dos

geradores têm de ser recalculadas para garantir essas restrições, e obviamente, para estes casos a

convergência é mais demorada.

Tanto o parque número um como o parque número três apresentam valores de tensão entre 0.5 e

0.9 pu, e portanto, de acordo com o regulamento, têm de garantir a injecção de corrente reativa dada

pela expressão: | | . O parque número um e o parque número três têm de injectar,

respectivamente, -2.25|0.8075|+2.025=0.208 pu e -2.25|0.7860|+2.025 =0.257 pu de corrente reativa.

De acordo com a tabela anterior e com o que foi explicado acima para este exemplo pontual é

possível concluir que o algoritmo de modelação da produção eólica desenvolvido garante que são

cumpridas as imposições indicadas no regulamento para a corrente reativa dos parques eólicos

aquando do curto-circuito na rede.

Como é da responsabilidade do proprietário do parque garantir que se cumpra o regulamento,

não se teve em conta como é que o controlo é feito na prática, apenas se determina um valor de

impedância que garanta a corrente pretendida, podendo surgir valores de impedâncias equivalentes

do gerador que não são realistas.

De modo a evitar potenciais situações em que o método iterativo não convirja foram tomadas as

seguintes considerações.

Uma situação problemática ocorre quando o valor de tensão varia próximo de 0.2 pu e existem na

rede mais parques eólicos na mesma condição ou com cavas que conduzem à imposição de limites

de corrente reativa. Nestes casos o tempo de convergência aumenta, podendo alcançar o limite

máximo de cinquenta ciclos que se definiu para o método. Verificaram-se situações em que em dois

ciclos consecutivos o parque eólico tinha uma tensão inferior a 0.20 pu, e portanto, era retirado da

rede, mas no ciclo seguinte, devido a alteração de parâmetros para a convergência de outro parque,

o valor de tensão neste voltou aos 0.2 pu e o parque volta a ter de ser ligado à rede. Isto conduziria à

não convergência do método, por isso considerou-se que se o parque em dois ciclos consecutivos


72

tivesse uma tensão inferior aos 0.20 pu, era retirado da rede e as restantes iterações realizadas com

este parque eólico desligado. Esta condição só é realizada a partir do quinta iteração, pois a partir de

cinco ciclos já a maior parte dos parques eólicos convergiu.

Outra condição imposta foi a seguinte, se a partir do décimo ciclo o parque continuar a variar

entre valores muito próximos abaixo e acima de 0.20 pu, não permitindo assim que os restantes

parques convirjam, o parque em causa é retirado da rede.

Nos testes realizados com o algoritmo, aplicando-o à abordagem probabilística, um dos

resultados preliminares que se obteve foi o aumento do número de impedâncias aparentes registadas

para cada proteção. Isto poderá significar que a aplicação do algoritmo originou uma maior injecção

de “infeeds” por parte dos parques eólicos devido à imposição dos valores de reativa pelo

regulamento.

6.2. Resultados da Coordenação de Proteções

A rede, como mencionado, está dividida em dez partes. Devido ao número de resultados são

apenas analisadas neste ponto as partes 3, 4, 7 e 10. Cada parte é apresentada com os resultados

obtidos através da análise das suas proteções no CAPE e os resultados da coordenação obtidos no

MATLAB. As partes 1 e 2 não têm qualquer proteção de distância e por isso não entram neste

estudo.

Em cada parte da rede que se apresenta em seguida estão indicadas as proteções que foram

reguladas. Esta informação só é adquirida após as simulações realizadas no CAPE e a coordenação

efectuada no MATLAB para todas as proteções existentes na rede. A numeração indicada em cada

parte da rede corresponte ao número de cada proteção.

A vermelho são apresentadas as proteções que são coordenadas no MATLAB de modo a

realizarem reserva remota das suas proteções a jusante. A laranja são indicadas as proteções que

não têm proteções a jusante e que ,portanto , não necessitam de fazer reserva remota, sendo

regulados, no script do MATLAB, apenas os seus 1º e 2º escalões, de forma a proteger a respectiva

linha. São ainda apresentadas a preto as proteções que não foram reguladas no MATLAB por, devido

à topologia da rede, não ser possível à proteção visualizar qualquer corrente, o que conduz à sua não

actuação ou por apresentarem um valor de SIR muito elevado, muito superior a 100, devido à

imprecisão que esta situação acarreta na medida da impedância por parte da proteção.


73

Parte 3:

Figura 6.1: Parte 3 da rede de AT utilizada no CAPE.

Através da macro geracaorede.mac, são identificadas todas as gerações presentes nesta parte

da rede, como mencionado atrás, e são simuladas todas as combinações possíveis desta geração.

Existinto apenas um parque eólico e a geração que representa a injecção de corrente proveniente da

MAT, existem 22=4 combinações possíveis, e portanto quatro perfis de geração diferentes. Na tabela

seguinte são apresentados os resultados obtidos nos ficheiros de saída do CAPE, saidacape.txt,

perfisgeracao.txt e sir.txt, com os dados registados para as proteções presentes nesta parte da rede.

Tabela 6.2: Excerto dos dados do CAPE para a parte 3 da rede.

Proteção A

ZlA (Ω)

Proteção B

ZlB (Ω)

SIR Zap(Ω) Perfis de Geração

120 1.609 121 3.407 1.895 5.016 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2

122 118 ***

119 ***

165 7.358 0 0.000

166 2.752

119 3.929 8.439 44.414 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2

8.335 41.818 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2 2 2

120 1.609 7.711 18.585 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2

7.900 18.055 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2 2 2


74

Para as proteções 120 e 166 são apresentados os valores de impedância medidos por cada uma,

para um curto-circuito no final das suas linhas vizinhas simulando todos os perfis possíveis desta

parte da rede.

É indicado a amarelo a simulação realizada para a geração presente nesta parte da rede. Cada

geração é identificada neste vector através do seu indice, correspondente ao número atribuido a cada

geração e indicado na tabela 4.2. Assim, a posição 6 deste vector identifica o parque eólico número 6

e a posição 34 a geração da subestação da MAT número 4.

Como mencionado, o valor dois presente neste vector indica a geração que não está presente

nesta parte da rede, o valor um para o parque eólico número 6 indica que está ligado e o zero que

está desligado. O valor um para a geração da MAT corresponde à injecção das correntes de curto-

circuito máximas tabeladas para esta subestação e o valor zero a injecção das correntes de curto-

circuito mínimas.

Para a proteção 120 é apenas simulado o perfil de base, pois não existem “infeeds” que

influenciem a medida da impedância. Relativamente à proteção 166 tanto para simulações na linha

da proteção a jusante número 119 como na da proteção 120, a macro apenas regista duas

combinações possíveis, excluindo as combinações em que é simulada a abertura do parque eólico,

porque se se retirar o parque eólico número 6 a proteção 166 não actua, pois deixa de ver qualquer

corrente.

Identicamente a proteção número 122 não vê nenhuma corrente, mas neste caso, para qualquer

que seja o perfil de geração. Esta proteção apenas actua para uma topologia da rede diferente,

nomeadamente se o disjuntor que separa a parte 3 da parte 4 estiver fechado e passar corrente pela

linha da proteção.

As proteções número 117, 119, 121 e 165 não têm proteções a jusante para esta topologia da

rede, e portanto, são apenas regulados os seus 1º e 2º escalões como se pode observar na tabela

seguinte.

Tabela 6.3: Matriz Zescalao para a parte 3 da rede.


A Nº Proteção


0,015 0,000 117 0 0,012 0,018 0,000 0,000

2,752 7,358 118 165 2,202 6,576 10,103 14,096

3,929 0,000 119 0 3,143 4,715 0,000 0,000

1,609 3,407 120 121 1,287 3,381 5,203 0,000

3,407 0,000 121 0 2,726 4,088 0,000 0,000

7,358 0,000 165 0 5,886 8,830 0,000 0,000

2,752 1,609 166 120 2,202 3,271 5,118 24,138


75

A tabela anterior representa um excerto da matrix Zescalao obtida no script regulaprotec.m. Para

todas as proteções mencionadas na tabela ou na restante rede é garantido que não ocorrem falhas

de selectividade entre o 2º escalão da proteção e o 1º da proteção da menor linha a jusante e entre o

3º escalão da proteção e o 2º da proteção da menor linha a jusante tendo em conta os “infeeds”.

Na tabela é possível observar para a proteção número 120 que foi atribuído o valor zero para a

regulação da impedância operacional do seu 4º escalão. Nesta situação, basta a utilização do 3º

escalão pois não existem “infeeds” e a proteção só tem uma linha vizinha. Sendo assim, não há a

necessidade de se regular um 4º escalão e por isso é atribuído o valor zero para que a macro

actualizaprotec.mac, ao identificar este zero para a regulação do 4º escalão, coloque o referido

escalão inativo na respectiva proteção na rede do CAPE.

Para a proteção 166 e 118 é essencial a utilização do 4º escalão para garantir a proteção da

maior linha a jusante tendo em conta os “infeeds”.

Parte 4:


Estando presentes nesta parte da rede dois parques eólicos e uma geração representativa da

MAT, existem 23=8 perfis de geração diferentes.


76

Com se pode observar na tabela seguinte para a proteção número 115 são simuladas todas as

combinações possíveis da geração presente na rede e registados para cada perfil de geração os

valores de impedância.


Proteção A

ZlA (Ω)

Proteção B

ZlB (Ω)

SIR Zap (Ω)

Perfis de Geração

115

2.435 163 5.897 2.269 8.329 2 2 2 2 1 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2

2.435 169 3.087

2.843 8.734 2 2 2 2 1 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2

2.766 8.714 2 2 2 2 1 2 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2

2.806 8.735 2 2 2 2 0 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2

2.739 8.714 2 2 2 2 0 2 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2

3.007 8.738 2 2 2 2 1 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2 2 2 2

2.903 8.714 2 2 2 2 1 2 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2 2 2 2

2.947 8.738 2 2 2 2 0 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2 2 2 2

2.859 8.714 2 2 2 2 0 2 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2 2 2 2

Tabela 6.5: Excerto da matriz Zescalao para a parte 4 da rede.


A Nº Proteção


1,293 1,306 106 170 1,034 1,880 2,694 107,239

2,435 5,897 115 163 1,948 5,559 7,296 10,117

1,200 1,293 129 171 0,960 1,746 2,603 95,207

1,293 1,306 171 105 1,034 1,908 2,610 11,963

As proteções número 106 e 129 apresentam valores de 4º escalão bastante elevados quando

comparados com os restantes escalões, devido aos “infeeds” provenientes directamente da geração

na subestação da MAT número 3.

No entanto, a maior parte dos valores que se obtiveram para os 4º escalões não são muito eleva-

dos porque se considera no método aplicado que pode ocorrer o disparo sequencial no caso de exis-

tirem na rede proteções que vejam na sua linha um “infeed” superior ao da proteção em causa, atu-

ando esta apenas após a atuação das outras, e portanto, vendo uma impedância menor. Esta consi-

deração realista evita a regulação destes escalões para valores exorbitantes, quando a influência dos

“infeeds” é muito elevada. O disparo sequencial mencionado verifica-se para a proteção 171 e 115.


77

Parte 7:


Nesta porção da rede apenas existe uma geração representativa da MAT e por isso permite ob-

servar a influência da variação deste tipo de geração nos valores medidos pelas proteções da rede.

Na tabela seguinte são apresentados os dados obtidos no CAPE.


Proteção A

ZlA (Ω)

Proteção B

ZlB (Ω)


49 14.328 0 0.000

29 5.361

2 4.087 0.463 9.448 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2

0.504 9.448 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2

161 7.391 0.862 19.121 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2

0.938 19.121 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2

A proteção número 49 é regulada de forma a proteger a totalidade da linha a jusante e não

apenas a linha até ao primeiro barramento.


78

Para um curto-circuito no final da linha da proteção 161 o valor de impedância vista pela proteção

número 29 é influênciada por “infeeds” provocados pela geração representativa da MAT. No entanto,

a simulação do perfil de geração para as duas situações de correntes máximas e correntes mínimas

não teve qualquer influência no valor visto pela proteção, apesar da corrente de curto-circuito máxima

e mínima, para esta subestação ser, respectivamente, 14kA e 12,9kA. Verifica-se nesta porção da

rede que a variação das correntes provenientes da MAT tem pouca influência na variação de infeeds,

apesar destas representarem a injecção forte de corrente.

Os valores obtidos no MATLAB para ambas as proteções são os seguintes.



A Nº Proteção


5,361 4,087 29 2 4,289 7,157 8,561 22,328

14,328 0,000 49 0 11,462 17,194 0,000 0,000

Parte 10:



79

Como se pode observar na figura, a proteção número 89 apenas tem uma proteção a jusante, ao

simular um curto-circuito no final da linha da proteção 68, as centrais de biomassa 17 e 18 são

retiradas da rede pois a cava de tensão é muito elevada. As restantes centrais da rede, cogeração e

as hídricas, também são retiradas pois os valores de tensão registados nos seus barramentos do lado

da rede são inferiores a 0.85 pu. A hídrica 23 que constituía o único “infeed” para a medida da

impedância da proteção número 89 é também retirada, e portanto, o valor medido pela proteção é a

soma das impedâncias da linha com a linha vizinha, como se pode observar na tabela seguinte.

Nesta parte da rede uma vez que existem um total de dez gerações diferentes na rede, à partida,

são consideradas no máximo as seis combinações mais influentes para cada proteção. No entanto,

ao simular um curto-circuito em qualquer ponto desta porção da rede verifica-se no barramento do

lado da rede de todas as centrais hídricas, de biomassa ou cogeração, um valor de tensão inferior a

0.85 pu, sendo estas centrais retiradas da rede. Ficam apenas ligados os parques eólicos e a gera-

ção representativa da MAT, ou seja, apenas três gerações diferentes, e portanto, o número de com-

binações de perfis diferentes em vez de ser 26=64, é de apenas 2

3=8.

A situação mencionada no parágrafo anterior pode ser comprovada pelos resultados obtidos no

CAPE e apresentados na tabela seguinte para o par de proteções 190 e 97. A medida de impedância

vista pela proteção número 190 é apenas influenciada pelo parque eólico número 1 e 3, e a geração

proveniente da subestação da MAT número 8 como se pode observar na tabela seguinte. Para todas

as proteções desta rede apenas estas três gerações influenciam a medida das impedâncias que cada

uma efetua.


Proteção A

ZlA (Ω)

Proteção B

ZlB (Ω)


89 3.888 68 4.794 1.221 8.623 1 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2

190 3.328 97 8.600

1.712 21.666 1 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2

1.712 20.034 0 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2

1.712 21.721 1 2 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2

1.712 20.034 0 2 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2

2.145 22.018 1 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2

2.145 20.034 0 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2

2.145 22.085 1 2 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2

2.145 20.034 0 2 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 2 2 2 2

… … … … …

Na tabela seguinte são apresentados alguns dos resultados do MATLAB para esta porção da

rede.


80


Apenas as proteções 52 e 192 não necessitam do 4º escalão, enquanto que as proteções 44, 45

e 46 apresentam valores de 4º escalão bastante elevados devido à injecção de corrente proveniente

da subestação da MAT número 8.

Depois de terminada a execução do script do MATLAB para todas as partes da rede, antes de

alterar os escalões das proteções com a macro actualizaprotec.mac, é necessário comparar os

resultados obtidos com valores previamente regulados na rede da EDP, utilizando a macro

comparaprotec.mac, através da execução do ficheiro com o mesmo nome comparaprotec.txt como

“input” no CAPE. De seguida é apresentado um excerto do resultado dessa comparação obtido no

ecrã do CAPE para as proteções 44, 45 e 46 cuja regulação foi apresentada na tabela anterior.

Comparar Proteção nº 44:

Zop1 | Zop1N || Zop2 | Zop2N || Zop3 | Zop3N || Zop4 | Zop4N

2.890 | 2.825 || 4.336 | 3.750 || 9.038 | 5.619 || 11.745 | 109.419



2.891 | 2.662 || 4.337 | 3.568 || 9.041 | 5.612 || 11.750 | 184.879



2.708 | 2.634 || 4.392 | 3.686 || 8.448 | 5.577 || 10.984 | 264.878

Os valores obtidos no MATLAB são indicados por ZopN.

Comparando ambos os resultados verificam-se valores ligeiramente mais reduzidos para a

regulação do 2º escalão em relação aos valores prévios, pois este escalão é regulado para garantir

seletividade com o 1º escalão da proteção da menor linha vizinha. O 3º escalão, tal como o anterior,

apresenta valores inferiores isto porque é regulado de forma a garantir seletividade com o 2º escalão

da proteção a jusante. Os valores de 4º escalão sendo regulados de modo a garantir a proteção da

maior linha vizinha tendo em conta os “infeeds” apresentam valores bastante superiores aos

previamente regulados.


A Nº Proteção


3,531 3,292 44 189 2,825 3,750 5,619 109,419

3,328 3,531 45 191 2,662 3,568 5,612 184,879

3,292 3,328 46 190 2,634 3,686 5,577 264,878

7,536 6,727 52 24 6,029 10,633 18,147 0,000

0,000 3,292 87 46 0,000 1,708 2,641 110,715

3,888 4,794 89 68 3,110 6,251 8,678 10,073

3,328 3,531 190 44 2,662 4,934 5,898 25,960

3,531 3,292 191 46 2,825 4,955 5,905 15,785

6,727 7,536 192 11 5,382 10,343 18,147 0,000

14,119 7,536 193 52 11,295 16,913 20,896 25,282

81

7. Conclusões e Trabalhos Futuros

7.1. Conclusão

O algoritmo aplicado à produção eólica permite simular de forma coerente o comportamento dos

parques eólicos, presentes na rede, aquando de um defeito, garantindo o cumprimento do regula-

mento português para a exploração da RND. Para além de simular os valores de corrente reativa que

os proprietários do parque têm de garantir durante o defeito, este algoritmo também permite simular

as proteções do parque, nomeadamente, as de mínimo de tensão, ao retirar o parque da rede para

valores de tensão inferiores a 0.20 pu.

Uma das limitações deste modelo é o facto de se ter considerado o funcionamento de cada par-

que à potência nominal, o que raramente acontece. De facto, a variação da sua potência alteraria a

corrente que cada parque poderia injetar na rede, assim como, a disponibilidade do mesmo para

contribuir para os defeitos. No entanto, considerou-se cada parque a funcionar à potência nominal

pois é a situação que contribui com “infeeds” mais elevados.

Da análise previamente efetuada da rede concluiu-se que a geração representativa da MAT é a

geração responsável pela injeção forte de corrente, não tendo as restantes gerações da rede um

contributo significativo para os defeitos, uma vez que as centrais térmicas ou hídricas não suportam

cavas com tensões que desçam dos 0.85 pu e a influência dos parques eólicos é pequena ainda mais

quando são utilizadas tecnologias com eletrónica de potência que limitam os valores das correntes.

Por isso foram estudadas duas situações possíveis para a geração representativa da MAT. Uma

situação em que os geradores representantes da MAT contribuíam no máximo com as correntes de

curto-circuito máximas estabelecidas para cada uma das subestações pela REN. E outra situação em

que contribuíam no máximo com as correntes de curto-circuito mínimas estabelecidas. No entanto,

como a diferença entre estes dois limites de corrente é pouco acentuada, as variações das impedân-

cias vistas pelas proteções nos dois perfis é pouco significativa, e portanto, só se consideram os valo-

res obtidos para esses dois perfis de corrente.

Para se proceder ao estudo pormenorizado dos diferentes perfis de geração da rede é inconcebí-

vel simular todas as combinações de geração possíveis devido ao número desmedido de combina-

ções, 240

. No entanto, como a rede está dividida em 10 partes e em cada uma para um dado curto-

circuito não existem mais de seis gerações presentes, a estratégia de simular apenas as seis gera-

ções mais influentes foi suficiente para simular todas as combinações possíveis das gerações pre-

sentes em cada parte da rede, obtendo-se todos os valores de impedâncias aparentes medidos por

cada proteção.

Capítulo 7: Conclusões e Trabalhos Futuros

82

As combinações possíveis de geração poderiam ter uma gama de variação mais fina conside-

rando em vez de dois patamares, ligado ou desligado, quatro ou mais patamares para as potências

de cada geração, no entanto, o tempo de processamento aumentaria drasticamente, por exemplo se

se passasse de dois para quatro patamares de potência, o número de combinações possíveis, de

seis gerações diferentes, passava de 64 para 4096.

A estratégia utilizada permitiu identificar e modelar a geração presente em cada porção da rede

da proteção em estudo e para o defeito simulado.

Como esperado, maioritariamente a geração mais influente identificada foi a geração proveniente

da MAT e os parques eólicos, uma vez que a restante geração é retirada da rede para valores de

tensão inferiores a 0.85 pu.

Assim, os valores de impedância foram registados para todos os perfis de geração possíveis.

Com estes dados e cruzando cada valor de impedância com a probabilidade do respetivo perfil, foi

feita a regulação probabilística dos quatro escalões das proteções de distância da rede em estudo.

Devido à topologia da rede ou a valores de SIR muito elevados, não foi possível regular cerca de

10% das proteções existentes na rede. Estas proteções foram apenas registadas no ficheiro SIR.txt,

para que o utilizador pudesse identificar estes pontos críticos na rede.

Antes de se atualizar as proteções da rede, foram comparados os resultados, verificando-se

valores de 2º e 4º escalões normalmente superiores aos previamente regulados, devido à análise

probabilistica efectuada tendo em conta os erros de medida e os “infeeds” vistos por cada proteção

em que se alonga o 2º escalão para facilitar a sua coordenação com os 3ºs escalões das proteções a

montante, desde que este garanta seletividade com o 1º escalão da proteção da menor linha a

jusante, e em que se considera a regulação do 4º escalão para proteger a maior linha vizinha tendo

em conta os “infeeds”. Os valores de 3º escalão são em alguns casos inferiores pois são regulados

de modo a garantir que não ocorrem falhas de selectividade com os 2º escalões das proteções a

jusante.

Após a comparação, foram atualizadas com sucesso as proteções da rede através da execução

do ficheiro ZescCAPE.txt como “input” no CAPE.

Devido a ter sido considerado o estudo dos “infeeds” tendo em conta o disparo sequencial das

proteções que veem na sua linha um “infeed” maior ao da linha da proteção em estudo, levou a que

na regulação dos 4ºs escalões não se verificassem mais situações com valores de impedâncias

operacionais demasiado elevadas.

A abordagem utilizada neste trabalho centra a variação dos perfis de geração como o aspeto com

maior importância e que provoca mais incerteza na estimação das impedâncias aparentes das

proteções de distância. No entanto, para o estudo realizado e para a rede de Alta Tensão analisada é

possível concluir que as medidas das impedâncias vistas pelas proteções na rede são efetivamente

influenciadas por “infeeds”, mas esta injeção de corrente é constante, ou seja, varia pouco com a


83

variação dos perfis de geração de cada porção da rede, sendo maioritariamente influenciada pela

geração proveniente da MAT.

Os métodos propostos e os programas desenvolvidos permitem de forma automática e sistemá-

tica analisar o comportamento, face a um curto-circuito, de todas as proteções de distância de uma

rede, para os perfis de geração com maior influência para cada proteção, modelando os parques eóli-

cos para a topologia da rede e para o defeito em causa, para os dois perfis de correntes da MAT.

Permitem, ainda, coordenar de forma probabilística os quatro escalões de todas as proteções da rede

e fazer a comparação e atualização dos seus parâmetros no CAPE e na sua base de dados.

Com o trabalho desenvolvido foi possível articular de forma automatizada algoritmos programa-

dos em MATLAB com macros programadas no CAPE, tendo-se obtido uma coordenação otimizada

das proteções de distância existentes na rede.

7.2. Trabalhos Futuros

As limitações da linguagem utilizada no CAPE, as limitações intrínsecas ao próprio programa

como o número máximo de modificações temporárias e o tempo de abertura dos disjuntores são

fatores que condicionaram a forma de arquitetar, a execução e o tempo de processamento das

macros desenvolvidas no CAPE.

No entanto, a situação mais problemática, o que conduz a um aumento substancial do tempo de

processamento do programa global é a necessidade de alterar os parâmetros de cada gerador pre-

sente na rede acedendo diretamente à base de dados do CAPE. Neste momento, não se conhece

nenhum comando que permita, através das macros, alterar parâmetros dos geradores, como por

exemplo existe para as proteções.

Este acesso à base de dados é problemático porque o CAPE não regista de imediato os novos

valores que foram parametrizados, sendo necessário recorrer a um comando que atualize toda a

base de dados cada vez que se altera um dos parâmetros. Ora na macro desenvolvida equiva-

lente_eolica.mac em que por cada iteração tem de ser lida a base de dados, esta atualização tem de

ser realizada, para se poder executar de forma autónoma as restantes macros desenvolvidas partindo

dos novos valores calculados para os diferentes parâmetros.

Se fossem disponibilizados pela Electrocon comandos que permitissem aceder e alterar os pa-

râmetros do gerador no próprio CAPE, não seria necessário o acesso à base de dados, nem fazer a

sua atualização, e o tempo de processamento seria muitíssimo reduzido.

Assim, nestas condições, os programas desenvolvidos podiam ser uma estratégia viável, propor-

cionando uma base de comparação para a coordenação e regulação em tempo real para cada uma

das diferentes configurações da rede.


84

Numa versão mais avançada, e tendo uma informação detalhada de cada geração presente na

rede e da sua topologia em cada instante, a coordenação elaborada com base no estudo da rede no

CAPE podia ser transposta para a rede real, comunicando os parâmetros que é necessário regular di-

retamente às proteções existentes em cada subestação, que assim ficavam automaticamente regula-

das em conformidade com o perfil de geração daquele momento.

85

Referências Bibliográficas

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nal, Tese de Mestrado IST, Lisboa, Abril 1997.

[2] – Reis Rodrigues, A. C., Coordenação Sistémica de Proteções Direccionais de Máxima Inten-

sidade em Redes de Transporte de Energia Elétrica, Tese de Mestrado IST, Lisboa, Junho 1993.

[3] – EDP Distribuição, Plano de Investimento nas Redes de Distribuição 2010-2012.

[4] – Jenkins, N., Allan, R., Crossley, P., Kirschen, D., Strbac, G., Embedded Generation (Power &

Energy Ser. 31), The Institution of Engineering and Technology, Londres, 2008.

[5] – Vu Van T., Driesen J., Belmans R.: " Dispersed generation interconnection and its impact on

power loss and protection system," IEEE Young Researchers Symposium in Electrical Power Engi-

neering - Intelligent Energy Conversion, Delft, Holanda, Março 2004.

[6] – Castro, Rui M. G., Uma Introdução às Energias Renováveis: Eólica, Fotovoltaica e Mini-

Hídrica Energia Eólica, IST Press, Lisboa, Abril 2011 (1ª Edição).

[7] – EDP Produção, Produção Números 2010.

[8] – Pinto de Sá, J. L., Proteções e Automação em Sistemas de Energia, IST, Lisboa, 1993.

[9] – Afonso, J., Proteção e Automação da Rede Nacional de Transporte (RNT), Trabalho Final de

Curso IST, Lisboa, 1994.

[10] – Pinto de Sá, J. L., Afonso, J., Rodrigues, R., A Probabilistic Approach to Setting Distance

Relays in IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 12, nº. 2, Abril 1997, pp. 1652-1660.

[11] – Afonso, J., Pinto de Sá, J. L., Rodrigues, R., Probabilistic Coordination of Distance Protec-

tion Systems, Proceedings of the 12th Power Systems Computation Conference Vol. I, Dresden,

Agosto 1996.

[12] – Portaria n.º 596/2010 de 30 de Julho, Diário da República n.º 147 – 1ª série, Ministério da

Economia, da Inovação e do Desenvolvimento.

[13] – Castro, Rui M. G., Introdução à Energia Eólica, Instituto Superior Técnico, Março 2008

(edição 3.1)

[14] – Travis Smith, P. E., Wind Plant Interconnection & Protection, CAPE Users Group Meeting,

Ann Arbor, Michigan, Junho 2010.

Referências Bibliográficas

86

[15] – Ferreira de Jesus, J. M., Castro, Rui M. G., Equipamento Eléctrico dos Geradores Eólicos,

Instituto Superior Técnico, Março 2008 (edição 1.1).

[16] – Instituto de Engenharia Mecânica e Gestão Insdústrial, Parques Eólicos em Portugal,

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto, Dezembro 2010.

[17] – ENERCON, Aerogeradores ENERCON Tecnologia e Assistência Técnica.

[18] – Muljadi, E., Butterfield, C.P., Ellis, A., Mechenbier, J., Hocheimer, J., Young, R., Miller, N.,

Delmerico, R., Zavadil, R., Smith, J.C., Equivalencing the collector system of a large wind power plant,

Power Engineering Society General Meeting, IEEE, Montreal, Outubro 2006.

[19] – REN- REDE ELÉCTRICA NACIONAL, S.A., Caracterização da Rede Nacional de Trans-

porte para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2010.

[20] – Sucena Paiva, J. P., Redes de Energia Elétrica: uma análise sistémica, IST Press, Lisboa,

Dezembro 2007 (2ª Edição).

[21] – Catálogo AREVA, P433/P435 Distance Protection Device - Technical Data Sheet.

87

Anexo A: Macro atualizaprotec.mac

Define_Macro( atualizaprotec,

dis ' '

%Número da proteção

save $1 as TAG

%Determinação no número máximo de proteções na Rede

dds(displayed_devices,Contact_Logic_Code='ZM01_PH' or Contact_Logic_Code='DIST_Z1' or

Contact_Logic_Code='REL511_T1' or Contact_Logic_Code='T1PP' or Con-

tact_Logic_Code='PH_ZN1' or Contact_Logic_Code='Z1' or Contact_Logic_Code='RAZOA_Z1')

save sizeof(displayed_devices) as NPROTEC

if ( TAG <=0 or TAG >NPROTEC) THEN

dis 'O número da proteção:',TAG,' é inválido'

interrupt

endif

%Determinação da designação de cada escalão para cada modelo de relé

save strcat('"select STYLE from DIST_DSQL where RELAY_TAG =',ntoa(TAG),' "') as

g_sql_string

db_get_string g_sql_string as RELAYSTYLE

if (RELAYSTYLE='RAZOA3_A5F50_ZE_PSB' or RELAYSTYLE='RAZOA2_A1F50_ZE_PSB'or

RELAYSTYLE='RAZOA3_A1F50_ZE_PSB' or RELAYSTYLE='REL511_1A' or RELAYS-

TYLE='REL511_5A')then

save 'Z_Measuring' as ZONA1




elseif (RELAYSTYLE='SEL-321-5_5A')then

save 'M1P' as ZONA1

save 'M2P' as ZONA2

save 'M3P' as ZONA3

save 'M4P' as ZONA4

elseif (RELAYSTYLE='7SA6xx_V4.3_5A' or RELAYSTYLE='7SA6xx_V4.3_1A' or RE-

LAYSTYLE='7SA6xx_V4.6_1A' or RELAYSTYLE='7SA6xx_1A')then

save 'Z1' as ZONA1

save 'Z2' as ZONA2

save 'Z3' as ZONA3

save 'Z4' as ZONA4

elseif (RELAYSTYLE='7SD522_V4.6_1A' or RELAYSTYLE='7SA522_V4.6_1A' or RE-

LAYSTYLE='7SA522_V4.3_1A' or RELAYSTYLE='7SD522_V4.6_5A')then

save 'Z1' as ZONA1

save 'Z2' as ZONA2

save 'Z3' as ZONA3

save 'Z4' as ZONA4

elseif (RELAYSTYLE='REL511_V2.3_1A' or RELAYSTYLE='REL511_V2.3_5A')then

save 'ZM1_PH' as ZONA1




elseif (RELAYSTYLE='D60_v3.4x_5A')then


88

save '21P1' as ZONA1




elseif (RELAYSTYLE='P435_5A' or RELAYSTYLE='P435_1A')then

save 'DIST: Z1' as ZONA1




elseif (RELAYSTYLE='REL670_1A')then





endif

%Zop do 1ºEscalão

save $2 as ZOP1

%Valor máximo possível para o 1ºEscalão

save max_tap TAG DIST ZONA1 1 1 OHM as MAXTAP

save CTR TAG DIST ZONA1 1 1 as RTI

save VTR TAG DIST ZONA1 1 1 as RTT

save MAXTAP*RTT/RTI as ZOP1MAX

if ( ZOP1 <=0) then

dis 'Valor de Zop1 inválido:',ZOP1,' para a proteção nº',TAG

elseif ( ZOP1 > ZOP1MAX) then

dis ZOP1,' é superior a Zop1max:',ZOP1MAX,' para a proteção nº',TAG

else

%Atualização dos valores de Zop1:

save ZOP1 as DES_REACH_IMP_OHMS_PRIM TAG DIST ZONA1 1 1 X

dis DES_REACH_IMP_OHMS_PRIM TAG DIST ZONA1 1 1 X

endif

%Zop do 2ºEscalão

save $3 as ZOP2






if ( ZOP2 <=0) then




else




endif

%Zop do 3ºEscalão

save $4 as ZOP3




89




if ( ZOP3 <=0) then




else




endif

%Zop do 4ºEscalão

save $5 as ZOP4






if ( ZOP4 <=0) then




else




endif

%Alterações guardadas na base de dados

save_to_db all

)

Return


90

91

Anexo B: Macro geracaorede.mac

Define_Macro( geracaorede,

%%%% Pesos dos Perfis de geração %%%%

define_matrix PESOS(40) %Matriz com todos os pesos, correntes injectadas por cada geração

%e impedâncias vistas a jusante e/ou jusante da protecção até à geração

define_array PERFISTOTAL %Vector auxiliar com as impedâncias das linhas até cada geração

%Correcção do valor do BUS2 para calcular as impedâncias a jusante da protecção até à gera-

ção

if(BUS2=0)then %Para a GMAT

save BUS1 as BUS2C

save BUS1 as BUS1C

else % Para a GAT

save bus_substation_id BUS2 as SUBID

if(SUBID > 'ParqueEolico' or SUBID > 'Cogeracao' or SUBID > 'Biomassa' or SUBID > 'BIO-

MASSA' or SUBID > 'Hidrica')then

save BUS1 as BUS2C

save BUS2 as BUS1C

else

save BUS2 as BUS2C

save BUS1 as BUS1C

endif

endif

%Determina os perfis entre a protecção e o defeito e a sua proximidade: PESO(:,2)=vector PER-

FISFORW

dobuses(perfilbuses,

save 0 as ZLINHAtotal

DOPATH(BUS1C BUS2C CKT #K,

save ZLP #k #m #c as ZLINHA

save baseohms #k as ohm_mfactor

save ZLINHA*ohm_mfactor as ZLINHA

save ZLINHAtotal+ZLINHA as ZLINHAtotal

)

save 1 as h

save #K as SUBNI

if(abs(ZLINHAtotal)<>0)then

dowhile(h<=40,

if(SUBNI=SUBNOME(1,h))then

save ZLINHAtotal as PESOS(h,2)

endif

increment(h)

)

endif

)

save BUS2 as BUSLINHA1

save BUS1 as BUSLINHA2

save CKT as CKTLINHA

%Procurar os perfis a montante a partir da linha com maior corrente de c.c.

dobuses(perfilbuses,

Anexo B: Macro geracaorede.mac

92

save 0 as ZLINHAtotal

DOPATH(BUSLINHA1 BUSLINHA2 CKTLINHA #K,

save ZLP #k #m #c as ZLINHA

save baseohms #k as ohm_mfactor

save ZLINHA*ohm_mfactor as ZLINHA

save ZLINHAtotal+ZLINHA as ZLINHAtotal

)

save 1 as h

save 1 as I

save #K as SUBNI

if(abs(ZLINHAtotal)<>0)then

dowhile(h<=40,

if(SUBNI=SUBNOME(1,h))then

save ZLINHAtotal as PESOS(h,3)

endif

increment(h)

)

endif

)

%Considerando os perfis para a frente e para trás

%PESOS(:,9)=vector PERFISTOTAL

save 1 as h

dowhile(h<=40,

if(PESOS(h,2)<=PESOS(h,3) and PESOS(h,2)<>0)then

save PESOS(h,2) as PESOS(h,9)

elseif(PESOS(h,3)<=PESOS(h,2) and PESOS(h,3)<>0)then


elseif(PESOS(h,2)>PESOS(h,3) and PESOS(h,3)=0)then


elseif(PESOS(h,3)>PESOS(h,2) and PESOS(h,2)=0)then


endif

increment(h)

)

save 1 as h

dowhile(h<=40,

save PESOS(h,9) as PERFISTOTAL(h)

dis h,'-',PERFISTOTAL(h)

increment(h)

)

)

Return

93

Anexo C: Script principal.m

%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% %%% Gonçalo Belchior Nº 58031 %%% %%% Coordenação de Proteções em Redes de AT com geração renovável %%% %%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% clc clear all

fprintf('\t*******************************************\n'); fprintf('\t* *\n'); fprintf('\t* Regulação e Coordenação de Proteções *\n'); fprintf('\t* *\n'); fprintf('\t*******************************************\n\n\n'); %% Criado ficheiro de referência para a execução das macros no CAPE geracombinacoes;

%% Espera que o CAPE tenha escrito o ficheiro saidaCAPE.xlsx readyflag=0; fprintf(' -> Ficheiro perfisCAPE.txt criado.\n'); fprintf(' - Executar no CAPE este ficheiro como INPUT:\n'); fprintf(' - Ex: INPUT C:\\cape\\TESE\\perfisCAPE.txt\n'); fprintf('\n -> À espera do ficheiro saidaCAPE.txt...'); while readyflag==0, pronto = importdata('Pronto.txt'); readyflag=strcmp(pronto,' Macro "ESCREVE_SAIDACAPE" concluída!'); end fprintf('ficheiro PRONTO!\n'); fid=fopen('Pronto.txt','wt');%Limpa o Pronto.txt fclose(fid);

%% Dados dos c.c. recebidos do CAPE, tratados, é determinada a regulação e %envia Zop dos vários escalões para o CAPE fprintf('\n -> A criar o ficheiro ZescCAPE.txt...'); regulaprotec; fprintf('\n ...ficheiro criado.\n'); fprintf(' - Executar no CAPE para comparar os escalões das

protecções:\n'); fprintf(' - Ex: INPUT C:\\cape\\TESE\\comparaprotec.txt\n\n'); fprintf(' - Executar no CAPE para actualizar todas as protecções:\n'); fprintf(' - Ex: INPUT C:\\cape\\TESE\\ZescCAPE.txt\n\n');

Coordenação de Proteções de Redes de Alta Tensão com ... · À EDP Distribuição pela...

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