Relés de Proteção – Do Eletromecânico ao Digital
30 de março de 2024
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Neste artigo vamos abordar:
A finalidade de um sistema de potência é gerar, transmitir e distribuir energia elétrica aos consumidores de forma confiável e econômica. Interrupções frequentes de energia elétrica ou prolongadas causariam grandes transtornos nas nossas vidas. Isso enfatiza a necessidade da confiabilidade e segurança no fornecimento de energia.
No setor elétrico, as empresas buscam constantemente aprimorar a confiabilidade da rede. Isso inclui estratégias como aprimorar a detecção e correção de falhas, prolongar a vida útil dos equipamentos, melhorar a qualidade da energia fornecida e analisar minuciosamente as causas de interrupções. A utilização eficiente de dados é crucial nesse processo.
Um aspecto importante no gerenciamento de sistemas de energia é a análise de distúrbios, através da análise de oscilografias. Esta técnica permite a coleta e registro de dados necessários para investigações detalhadas, visando compreender o comportamento de componentes críticos como relés de proteção e disjuntores sob condições adversas, como curtos-circuitos. Essa abordagem é fundamental para identificar e resolver falhas sistemáticas, melhorando assim a confiabilidade e segurança da rede elétrica.
Dessa forma a interpretação de uma oscilografia é fundamental para:
Os equipamentos mais antigos registram as perturbações em papel, ao passo que os mais modernos utilizam tecnologia digital e são denominados Registradores Digitais de perturbações, RDPs.
Conhecer o desempenho do sistema de proteção sempre foi uma necessidade, A partir dessa necessidade levou-se ao desenvolvimento de um equipamento para registrar as correntes e tensões durante condições transitórias de eventos de falha. O primeiro equipamento para este fim foi desenvolvido na década de 50 e utilizou a tecnologia analógica disponível da época, constituindo assim o 1º equipamento chamado de Registrador de Falhas Transitórias. Este dispositivo desenhava as variações diretamente em rolos de papel, utilizando agulhas para traçar os dados.
Avançando para os anos 70, a tecnologia evoluiu para o uso de papel fotossensível, buscando maior precisão nos registros. Entretanto, a coleta de dados era trabalhosa e lenta, com a análise de falhas demandando dias para que os registros estivessem acessíveis. Além disso, a durabilidade limitada dos registros em papel fotossensível impedia análises comparativas a longo prazo, comprometendo a confiabilidade deste método. A transição para gravadores de fita magnética marcou o próximo passo significativo, permitindo o monitoramento contínuo de eventos e oscilações por períodos extensos e facilitando a recuperação de dados.
No meio da década de 1980, testemunhamos a introdução dos primeiros Registros Digitais de Perturbação (RDPs), um avanço significativo impulsionado pela tecnologia de microprocessadores, consolidando-se nos anos 90. Esses dispositivos superaram as restrições encontradas nos Registradores de Falhas Transitórias anteriores, oferecendo capacidade para monitorar extensivamente diversos canais analógicos. Esta nova era, caracterizada pelo avanço tecnológico, redução nos custos de hardware e expansão do mercado, permitiu a integração de recursos de oscilografia em uma vasta gama de relés digitais disponíveis.
Além disso, os RDPs ampliaram as possibilidades para além da simples documentação de eventos transitórios. Uma inovação marcante foi a facilidade de recuperação de dados: os registros de falhas, armazenados como arquivos digitais, podem ser prontamente transmitidos via comunicações de rede para centrais de operação e departamentos de engenharia. Isso permite uma análise imediata pós-evento, elevando consideravelmente a eficiência na gestão de sistemas de energia. No submódulo 7.10 dos procedimentos de rede, é descrito a implantação de um RDP e a orientação para o agente de operação enviar os arquivos diretamente para o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico).
Nos primeiros RDPs, os registros de falhas eram marcados por uma variedade de formatos proprietários. Cada fabricante tinha seu próprio método para registrar e armazenar os dados, o que exigia o uso de softwares específicos para acessá-los. Essa diversidade apresentava obstáculos significativos à análise abrangente de falhas e à integração desses dados em sistemas automatizados de diagnóstico.
A resposta a essa questão veio com a criação do padrão COMTRADE, uma norma do IEEE que mudou a forma como os dados de falhas eram manipulados. O COMTRADE unificou os formatos de registro, facilitando a interoperabilidade entre diferentes plataformas de análise e promovendo o avanço de ferramentas automáticas para a análise de falhas.
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COMTRADE é uma sigla para “Common Format for Transient Data Exchange“, e representa uma importante norma IEEE, codificada sob o número C37.111, que estabelece padrões para a formatação de arquivos contendo dados de eventos transientes. Estes dados podem ser oriundos tanto do sistema elétrico real quanto de modelos de sistemas elétricos simulados. A norma visa facilitar a interpretação e o compartilhamento de informações cruciais entre diferentes plataformas e dispositivos.
O formato padrão COMTRADE não é um protocolo de comunicação para transferência de arquivos de dados, mas permite a troca de arquivos de dados entre dispositivos incompatíveis.
O software de malas de teste, em conjunto com o formato de arquivo COMTRADE, podem ajudar na recriação de perturbações específicas do sistema para testar, desenvolver ou aprimorar um firmware de um relé. Além disso, após uma análise detalhada dos eventos de uma falha, a partir dos arquivos COMTRADE, pode gerar uma ação corretiva de alteração em diagramas lógicos ou diagramas funcionais de proteção e controle.
Desde sua primeira versão em 1991, a norma COMTRADE passou por revisões significativas em 1999 e 2013, buscando aprimorar a compatibilidade e eficácia no registro de oscilografias.
O padrão COMTRADE contém vários arquivos com propósitos específicos:
Arquivo de Cabeçalho (Header File)
Um arquivo opcional, gerado pelo dispositivo que cria os arquivos COMTRADE, usualmente através de um editor de texto. Este arquivo, em formato texto (ASCII), destina-se à leitura humana e pode conter informações variadas, como localização, identificação de equipamento, valores nominais, e outros dados relevantes.
Arquivo de Dados (Data File)
Este arquivo armazena os valores numéricos das amostras de cada canal, sendo a representação digital da forma de onda capturada. Os dados podem ser representados com base em zero ou com um offset, e podem ser do tipo analógico ou digital (eventos tipo “on/off”). O formato pode ser texto (ASCII) ou binário, definido no arquivo de configuração. O arquivo contém também uma estampa de tempo para cada conjunto de amostras.
Arquivo de Configuração (Configuration File):
Um arquivo essencial em formato texto (ASCII) que contém informações críticas para a interpretação dos dados pelo software. Inclui detalhes como taxa de amostragem, número de canais, informações de canais, entre outros. Um elemento chave é a indicação do ano de revisão da norma COMTRADE utilizada, essencial para a compatibilidade dos dados.
Arquivo de Informações (Information File)
Um arquivo adicional, opcional, que oferece informações complementares ao usuário. Este pode ser de acesso público ou restrito, dependendo da sensibilidade dos dados.
Os ensaios de verificação de desempenho em condições reais, conhecidos como testes ponta a ponta, são realizados com o apoio de malas de testes posicionados nas duas extremidades da linha de transmissão. Esses dispositivos são sincronizados através de um sistema de recepção GPS, garantindo precisão temporal entre as ações executadas.
No teste ponta a ponta, pode-se utilizar um arquivo no padrão COMTRADE. Este arquivo pode ter sido gerado por um RDP, por exemplo, numa situação real de uma perturbação. Pode ser do interesse do agente de operação, utilizar este arquivo num teste ponta a ponta, em bancada ou em um teste de manutenção para uma avaliação mais detalhada da atuação da proteção.
Este arquivo também pode ser gerado por softwares de curto-circuito (acesse aqui um artigo sobre curto-circuito). Um software de curto-circuito pode calcular e gerar os cenários de falhas específicos nos locais onde estão instalados os relés de proteção da linha, que serão objeto dos testes, por exemplo.
Um arquivo COMTRADE é gerado a partir deste software e posteriormente pode ser importado no software da mala de teste, por exemplo.
Com a sincronização via GPS, a mala de teste consegue replicar de forma precisa e simultânea as condições de um curto-circuito em um ponto específico da linha, permitindo uma avaliação detalhada da resposta dos sistemas de proteção.
A Pronext gera esses arquivos para serem utilizados em testes ponta a ponta. Também fornecemos mala de testes Omicron CMC356 com CMGPS 588 para realizar o teste em ambas pontas da linha. Entre em contato para saber mais.
Os Procedimentos de Rede são as regras propostas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS para as atividades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica integrantes do Sistema Interligado Nacional – SIN.
Destacamos neste artigo, alguns submódulos do procedimento de rede relacionados à RDPs, análise de perturbação ou falhas, com um resumo breve sobre cada documento.
Submódulo 2.11 – Requisitos mínimos para os sistemas de proteção, de registro de perturbações e de teleproteção
Como o próprio nome do submódulo diz, ele estabelece os requisitos mínimos para alguns sistemas, incluindo o sistema de registro de perturbações.
Destaquei abaixo, alguns requisitos citados no submódulo 2.11 para sistemas de registros de perturbações:
Submódulo 6.2 – Análise da operação, ocorrências e perturbações e acompanhamento das providências
Este submódulo determina como o ONS realiza as diversas análises tanto da operação, quanto de ocorrências e também perturbações. Além disso, como faz um follow-up das providências com os agentes de operação.
O ONS considera como perturbação as ocorrências caracterizadas pelo desligamento forçado de um ou mais componentes, que acarrete quaisquer das seguintes consequências: corte de carga, desligamento de outros componentes do sistema, danos em equipamentos ou violação de limites operativos.
Neste documento ainda está descrito as condições para gerar um Relatório de Análise de Operação (RAO) ou Relatório de Ocorrência (RO).
Submódulo 6.3 – Elaboração do Relatório de Análise de Perturbação (RAP)
O submódulo 6.3, determina como deve ser o RAP, o relatório de análise de perturbação.
Este relatório contém diversas partes, incluindo a descrição da perturbação, informações referentes à data, horário, local, origem, causa e região afetada.
Além disso, precisa descrever a condição do sistema antes da perturbação. Em seguida a descrição da perturbação de uma forma mais detalhada, incluindo a sequência de eventos, apresentação cronológica dos desligamentos automáticos e recomposição do sistema.
Inclui ainda o desempenho dos sistemas de proteção, interrupção de carga no SIN e finalmente uma conclusão com providências a serem tomadas.
Submódulo 6.4 – Análise de Falhas em Equipamentos e Linhas de Transmissão (RAF)
De forma similar ao RAP, este submódulo determina as partes do relatório de análise de falhas em equipamento e linhas de transmissão, tais como: descrição da perturbação, informações referentes à data, horário, local, origem, causa e região afetada.
Um destaque que gostaria de realizar neste relatório (assim como no RAP também é realizado), é quanto à análise conjunta da perturbação.
Nessa análise conjunta é levado em conta os seguintes aspectos:
1 – Proteção e Controle
2 – Operação em Tempo Real e
3 – Segurança elétrica.
Na análise de Proteção e Controle, é levado em conta:
Na análise de Operação em Tempo Real, é levado em conta:
Na análise de Segurança Elétrica, é levado em conta:
Submódulo 7.10 – Implantação e análise do sistema de registro de perturbações
Neste submódulo está descrito o procedimento de implantação de um RDP na instalação e também o que o agente de operação precisa enviar para o ONS, em relação aos arquivos dos registros de oscilografia.
Os agentes precisam enviar de forma automática os arquivos dos registros de perturbação ao ONS.
O órgão mantém um banco de dados dos RDPs instalados (ou que serão instalados na rede de operação, o qual contém:
Num cenário ideal, a análise de operações de relés em sistemas elétricos precisa ser uma prática constante. Eventos importantes que ocorreram no sistema e eventualmente foram negligenciados podem revelar falhas de equipamentos e servir como casos de estudo para explicar o comportamento e fenômenos no sistema elétrico de potência. Essa prática permite a criação de relatórios mensais sobre perturbações, além de outros documentos analíticos (ver artigo sobre os procedimentos de rede). A análise de uma perturbação, com o apoio da interpretação de oscilografia, reside em responder a três questões fundamentais:
Em termos práticos, para uma análise correta, é importante elaborar um relatório detalhando a sequência de eventos, ou seja, uma linha do tempo dos incidentes. O RDP monitora as tensões, as correntes e nos novos modelos, incorpora também um Registrador de Sequência de Eventos (SER) que observa as ações de relés, posições de disjuntores e chaves seccionadoras, alarmes, ativações de relés e comunicações.
Abaixo está indicado o que é possível, geralmente, analisar a partir das informações geradas por um RDP.
(a) Falhas na atuação.
(b) Problemas de reset.
(c) Atrasos na eliminação da falta.
(a) Acionamentos indevidos em esquemas de bloqueio durante falhas de sinal (relacionado função 85 de teleproteção).
(b) Não atuação em esquemas de transferência de permissão ultrapassada quando há perda de sinal (relacionado função 85 de teleproteção).
(a) Extinção de arco.
(b) Operação assíncrona dos polos.
(c) Reacendimento do arco.
Neste artigo, apresentamos a evolução dos sistemas de registro de perturbações, dos primeiros equipamentos baseados em tecnologia analógica para os modernos Registradores Digitais de Perturbações (RDPs), representa uma mudança significativa na maneira como analisamos e compreendemos as operações e as falhas em sistemas de potência.
A introdução do padrão COMTRADE trouxe a interoperabilidade entre dispositivos e sistemas diferentes, permitindo o avanço de ferramentas automáticas para a análise de falhas.
A interpretação de oscilografia e a análise de perturbações são essenciais para a manutenção e aprimoramento da confiabilidade dos sistemas elétricos. Este procedimento sistemático permite identificar e compreender as causas e efeitos das falhas no sistema, o que é fundamental para prevenir futuras ocorrências e aprimorar o desempenho do sistema.
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Conteúdo muito bem elaborado, de maneira simples e objetiva!