SESSÃO BIENAL DE 2006 – PARIS (FR)

RELATÓRIO DE VIAGEM

Comitê de Estudos B5 – Proteção e Automação

1. Introdução

Como de praxe, a 41ª Sessão Bienal do CIGRÉ foi realizada em Paris na França, no período de 27 de agosto a 1º de setembro de 2006. O relato que se segue traz a visão da delegação do Comitê de Estudos B5 Proteção e Automação do CIGRÉ-Brasil, nos assuntos de sua área de atuação.

2. Composição da Delegação

A delegação brasileira do CE B5 na Sessão Bienal de 2006 foi composta pelos seguintes participan-tes: Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS), Coordenador do CE B5; Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL), Secretário do CE B5; Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU), Autor Principal de artigo brasileiro; Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS), Autor Principal de artigo brasileiro; Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil), Membro Correspondente do WG B5.07; Dr. Marco Antonio Macciola Rodrigues (CEPEL), Membro Correspondente do WG B5.20.

Participaram também da Sessão Plenária do SC B5 – Protection and Automation os seguintes cole-gas, que viajaram com recursos dos respectivos Comitês de Estudo: Dr. Paulo Gomes (ONS), CE C2; Eng. Saulo Cisneiros (ONS), CE C2; Eng. Maurício Moszkowicz (ONS), CE C2; Eng. Sérgio Zimath (REASON), CE C4; Eng. Cláudio Trigo (FURNAS), CE C2.

O Eng. Marcelo Henrique Canabrava Viana e o Eng. Júlio César Marques de Lima, ambos da CE-MIG, também participaram da Sessão Plenária do SC B5, tendo viajado com recursos de sua em-presa.

3. Balanço Financeiro

Os gastos com a delegação do CE B5 para participação na Sessão Bienal de 2006 foram no total de R$ 37.479,34. A tabela que se segue resume o investimento efetuado pelo CIGRÉ-Brasil com a profícua participa-ção da Delegação do CE B5:

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Nome Inscrição Passagem Ajuda de Custo Total Jorge Miguel Ordacgi Filho 2.092,50 2.557,17 1.941,38 6.591,05 Raul Balbi Sollero 2.092,50 2.557,17 0 4.649,67 Rui Jovita G. C. da Silva 2.092,50 2.832,06 1.941,38 6.865,94 Rui Menezes de Moraes 2.092,50 2.557,17 1.719,50 6.369,17 Denys Lellys 2.092,50 2.601,06 1.719,50 6.413,06 Marco Antonio M. Rodrigues 2.092,50 2.557,17 1.941,38 6.591,05

Total 12.555,00 15.661,80 9.263,14 37.479,34

4. Evolução da Participação do CE B5 nas Atividades do SC B5 de 2004 a 2006

A tabela abaixo descreve a evolução do número de participantes custeados pelo CE B5 vinculada ao número de artigos e contribuições apresentados nos eventos do SC B5 realizados no período de 2004 a 2006:

Ano Evento Participantes Artigos Contribuições 2004 40ª Sessão Bienal 2 1 3 2005 Colóquio de Calgary 5 2 10 2006 41ª Sessão Bienal 6 3 15

5. Participação da Delegação Brasileira do CE B5 nas Atividades do SC B5

5.1. Reunião do Strategic Advisory Group: A reunião do SAG foi realizada na primeira parte da manhã de segunda-feira, 28 de agosto de 2006, sob a coordenação do Eng. Ivan De Mesmaeker (CH), Chairman do SC B5. Participaram o Secretá-rio do SC B5, Eng. Paul Hindle (UK), e os Coordenadores dos quatro Advisory Groups: AG B5.51 – Substation Automation and Remote Control, Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho

(BR); AG B5.52 – Protection and Monitoring of Main Plants and Circuits, Dr. Mohindar Sachdev

(CA); AG B5.53 – Monitoring, Metering, Recording and Overall System Protection, Eng. Javier

Amantegui (ES); AG B5.54 – Asset and Information Management, Training and Education, Eng. Frank Koers

(NL). Os assuntos debatidos foram basicamente os seguintes: Future Chairman & Secretary issues; Future Web Site responsibility & AG input; Managing WG time schedules; Publications & Electra; Ideas for new study topics (for WG, PS, etc.); Paris issues; Other subjects.

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O Chairman informou que seu mandato terminará em 2008, sendo improrrogável. Para sucedê-lo já há dois nomes propostos oficiosamente. A expectativa é que o Secretário do CE B5 também venha a ser substituído, já que sua escolha depende exclusivamente do futuro Chairman. Houve debate sobre a utilização do Web Site do SC B5, que no momento encontra-se sob a respon-sabilidade do Eng. Didier Wiot (BE). Ficou patente a conveniência dos Advisory Groups acrescen-tarem seus dados e documentos no Web Site do SC B5. O Chairman relatou que o Technical Committee fez observações sobre o elevado número de WG e TF existentes na estrutura organizacional do SC B5. Este comentário refletiu-se nas decisões dos Advisory Groups e do próprio SC B5, visando não criar novas frentes de trabalho, como se verá a-diante neste relatório, a despeito de haver vários WG e TF em vias de concluir suas missões em 2006, como os que se seguem: WG B5.02 – Coordination of Digital Relays and Conventional Current Transformers; WG B5.03 – Fault and Disturbance Analysis; WG B5.18 – Guide for Specification and Evaluation of SSC; TF B5.94 – High Impedance Faults; TF B5.98 – Protection and Control for Dispersed Generation and Impact on the Transmission.

O Chairman recordou que um WG com poucos participantes deve ser transformado em TF. Sugeriu também que os Coordenadores dos Advisory Groups evitassem a criação de novos WG. Houve debate sobre a situação crítica do WG B5.11 – Introduction of IEC61850 and its Impact on Protection and Control, que não tem apresentado evolução, vide críticas do Brasil na reunião ante-rior. Ficou decidido que o Eng. Jorge Miguel (BR) faria gestões no âmbito do AG B5.51 para que o restante do trabalho seja atribuído pelo Eng. Fernando Cobelo (ES), Coordenador do WG B5.11, ao Dr. Klaus-Peter Brand (CH), que se dispôs a assumir tal tarefa, conforme noticiou o Chairman. A respeito do WG B5.32 – Functional Testing of IEC 61850 Based Systems, criado no Colóquio de Calgary (CA), decidiu-se que o assunto deverá ser tratado por uma TF. Uma vez que a Suíça não conseguiu encontrar um Coordenador, a oferta do Brasil foi aceita, devendo-se discutir o assunto no AG B5.51 para aumentar a participação. Como a TF B5.96 – Software Certification não conseguiu iniciar suas atividades, o Dr. Sachdev (CA) sugeriu que sua ação seja adiada. Ainda sobre a estrutura do SC B5, o Chairman informou sobre sua intenção de extinguir o AG B5.54 em função de seu pequeno porte, distribuindo suas atribuições entre os demais Advisory Groups. O assunto foi posto em pauta na Reunião Plenária do SC B5. O Technical Committee solicitou que o SC B5 publique artigo na Revista ELECTRA sobre os trabalhos em curso e a tendência técnica em termos de Proteção e Automação. O documento será redigido em equipe pelos participantes do Strategic Advisory Group para publicação no início de 2007. O Chairman vai produzir o documento base e dar esta notícia durante a Reunião Plenária do S C B5. O assunto Ideas for new study topics (for WG, PS, etc.) corresponde a uma proposta do Eng. Rod Hughes (AU) visando criar mecanismos para aumentar a contribuições de empresas de energia elé-trica de alguns países que só podem viabilizar o comparecimento de seus especialistas se houver a-presentação dos artigos de sua autoria além do tradicional debate em torno do Special Report. O Eng. Jorge Miguel (BR) explicou os procedimentos adotados nos eventos do CIGRÉ-Brasil, em particular no SNPTEE, ressaltando os sucessos em termos de presença e participação. Diante de tais argumentações, o Chairman informou que cogita em mudar o estilo do próximo colóquio. Houve

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consenso que a inclusão de um tema preferencial de caráter muito geral é contra-indicada. O Dr. Sachdev (CA) sugeriu que se atribua cinco minutos para cada autor apresentar a motivação que conduziu à elaboração de seu artigo. O Eng. Amantegui (ES) acrescentou que isto implicaria no compromisso de presença compulsória do autor antes da aceitação do artigo. Optou-se finalmente por poster-sessions com duração de uma hora para cada tema preferencial, logo após a Sessão Ple-nária. O Eng. Hindle lembrou a conveniência de tornar os temas preferenciais mais atraentes para as empresas de energia elétrica. Entre os assuntos que são tipicamente analisados pelo SAG para debate nas Reuniões do SC B5 em Paris, destacaram-se os seguintes: Propostas do SC D2 para uma Sessão Conjunta em 2008; Proposta do SC B3 para uma Sessão Conjunta em 2008 especificamente sobre Process Bus; Escolha do tema do tutorial para o Colóquio de Madrid – por sugestão do Dr. Sachdev (CA),

deverá submetido aos Advisory Groups o tema “Impact from Numerical Technology on the Ap-plication of Protection Systems”, visando demonstrar o que mudou com a evolução tecnológica; o próprio Dr. Sachdev (CA) ficaria encarregado de fazer metade da apresentação, devendo-se escolher alguém da Espanha para a outra parte, prevendo-se duração total de três horas;

Os Advisory Groups devem procurar indicações de Special Reporters para o Colóquio de Madri. Entre os assuntos gerais, o Chairman destacou sua obrigação de trocar Membros Regulares pouco ativos por Observadores que apresentem contribuição significativa. Os Engs. Amantegui (ES) e Jorge Miguel (BR) apresentaram pro forma a proposição do Eng. Dennis Holstein (US) para a cria-ção de uma nova TF conseqüente das atividades concluídas sob sua coordenação, visto que já havia sido decidido que não se criariam novas frentes de trabalho nesta Sessão Bienal.

5.2. Reunião do Advisory Group B5.51 – Substation Automation and Remote Control: A reunião do AG B5.01 foi realizada na segunda parte da manhã de segunda-feira, 28 de agosto de 2006, sob a coordenação do Brasil. Pelo Brasil participaram o Coordenador, o Eng. Raul Balbi Sol-lero (CEPEL), Secretário do CE B5, e o Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS). A ata da reunião constitui o Anexo I deste relatório. Participaram, além dos três brasileiros, onze Membros do AG B5.01 (CH, FI, FR, IEEE-CH, NO, PT e US). Participaram também os Coordena-dores (ES, US e FR) dos WG B5.11, 13 e 36. Os assuntos debatidos na reunião foram os seguintes: Minutes of last meeting (2005); Report from WG B5.11, 13, 18 and 36; Convener and membership for WG B5.32; Tutorial subject for the Madrid Colloquium (2007); New WG/TF and issues on WG number and reports produced; Preferential subjects for 2008 and 2009; Other subjects.

Além dos relatos dos Coordenadores dos quatro Working Groups [o Eng. Baass (CH) substituiu o Eng. Rietman (CH) com relação ao WG B5.18], os principais produtos da reunião foram os seguin-tes: Ativação do WG B5.32 – Functional Testing of IEC 61850 Based Systems:

- A Suíça não conseguiu indicar um coordenador, - O Brasil propôs o Eng. Iony Patriota de Siqueira (CHESF) para coordenar a Task Force

B5.92, que deverá substituir este WG,

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- O Dr. Apostolov (US), o Eng. Cease (US) e o Eng. Tholomier (FR) voluntariaram-se como Membros Correspondentes,

- O Eng Meneses (PT) deverá indicar um participante adicional; Foi aceito o tema “Impact from Numerical Technology on the Application of Protection Sys-

tems” para o tutorial do Colóquio de Madrid em 2007, acrescentando-se as seguintes observa-ções: - Incluir controle no título, - Acrescentar menção à IEC61850, - Agregar uma demonstração prática sem direcionamento comercial; Validação do WG sobre “Innovative Maintenance Strategies Taking Advantage of New IED and

Substation Functionalities”, criado em no Colóquio de Calgary (CA) em 2005: - Aspectos organizacionais, - Avaliação de desempenho, - Ferramentas de suporte, - Processo de manutenção, - Funções avançadas para apoio à manutenção de equipamentos primários e secundários, - Especificação de requisitos de manutenção; Tema preferencial proposto para 2008 – “Impact of the Process Bus (Part 9-2 of IEC61850)”:

- Alocação funcional, - Funcionalidade distribuída, - Arquitetura de comunicação, - Confiabilidade – requisitos de redundância e amostras multi-utilizáveis.

5.3. Reunião do SC B5: A 70ª Reunião do SC B5 foi realizada no dia 31 de agosto de 2006. Representando o Brasil, partici-pou o Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS), na qualidade de Membro Regular e Coordenador do AG B5.51. O evento foi presidido pelo Eng. Ivan De Mesmaeker (CH), Chairman do SC B5, com o apoio do Eng. Paul Hindle (UK), Secretário do SC B5. Eis a agenda da reunião: Introduction of New Members; SC B5 Current Membership; Agreement of the Agenda; Approval Minutes – 69th Meeting – Calgary; Review of Action List from 69th Meeting – Calgary; Issues Arising from 2006 Technical Committee Meeting:

- WG/TF/AG Identification Numbers, - Number and Efficiency of SC B5 WG’s/TF’s, - CIGRÉ Awards, - SC B5 Chairman Succession, - SC B5 Article for ELECTRA, - Other Matters; Strategic Advisory Group; Significant New Proposals by SC B5 Members – Special Contribution from AU; Reports from Advisory Groups Convenors; Organization of 2007 Colloquium:

- Bulletin # 1 Release Plan (September 2006?), - Report from Local Organizing Committee, - Scope of PS’s and Selecting Special Reporters, - Confirmation of Tutorial Topic and Organizers; SC B5 Future Activities:

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- Selection of Preferential Subjects Paris 2008, - Colloquium Plan for 2009, - Suggestions for New WG’s/TF’s;

Working Groups/Task Forces – Progress Reports & Composition; Communications:

- Electra, - Web Site; Information on Regional Meetings; Any Other Business; Date of Next Meeting; Close.

O Anexo II deste relatório reproduz vários documentos que foram apresentados durante a Reunião do SC B5. Foram definidos os atuais Membros Regulares e Observadores do SC B5, bem como foram acolhi-dos os novos participantes. A figura contida na página 2 do Anexo II dá uma visão geral dos envol-vimentos dos distintos países com o SC B5. A Ata da 69ª Reunião (2005) foi aprovada sem ressalvas. Na oportunidade, aproveitou-se para fazer uma revisão das ações mais importantes atribuídas aos Membros Regulares do SC B5 desde então. Questões oriundas da Reunião do Technical Committee realizada em Dubai em abril: O SC B5 é o comitê que tem o maior número de Working Groups e Task Forces, pois a média

geral é de dez frentes de trabalho, e apesar de vários concluírem suas atividades em 2006, o problema permanece, sendo recomendado comedimento na criação de novos grupos;

O Dr. Sachdev (CA) e o Dr. Palki (IN) foram agraciados com o CIGRÉ Award de 2006 por par-te do SC B5;

O Chairman explicou as regras para sua sucessão, notificando que já há dois nomes de possíveis sucessores;

Uma vez que o Technical Committee solicitou que o SC B5 publique artigo na Revista ELEC-TRA sobre os trabalhos em curso e a tendência técnica em termos de Proteção e Automação foi comunicado aos presentes que o documento será redigido em equipe pelos participantes do Stra-tegic Advisory Group para publicação no início de 2007, sendo a versão final previamente dis-tribuída para todos os participantes do comitê.

Como fruto da reunião do Strategic Advisory Group foram abordadas a questão da estrutura dos Advisory Groups e a modificação da dinâmica dos colóquios: Ficou decidida a extinção do AG B5.54 – Asset and Information Management, Training and

Education, devendo suas atribuições e participantes ser distribuídos pelos três AG remanescen-tes;

A estrutura do SC B5 será modificada em função da decisão acima, permanecendo o Eng. Frank Koers por mais um ano no SAG, vide página 3 do Anexo II que contém a estrutura vigente até a reunião;

A partir do Colóquio de Madri (2007), os artigos dos colóquios só serão aceitos se um dos auto-res garantir que vai participar do evento;

Da mesma forma, ficou decidido que doravante haverá Poster Sessions com os autores dos arti-gos aceitos nos colóquios.

Dando vazão à contribuição especial da Austrália, Eng. Rod Hughes (AU) externou sua preocupa-ção sobre a carência de Especialistas em Proteção e Automação que hoje é vivenciada pelas empre-sas de energia elétrica. Considerando a missão do CIGRÉ no sentido de contribuir para a formação

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profissional e promover debates, cabe ao SC B5 atuar para minimizar este problema, por exemplo, ajustando os temas preferenciais de maneira a facilitar a participação de engenheiros juniores, para quem a publicação de trabalhos será um estímulo adicional, além de promover sua integração num cenário internacional. Isto poderia ser viabilizado por meio de temas gerais. Houve extenso debate, encerrado pelo Chairman, que recordou as modificações já introduzidas para o Colóquio de Madri (presença do autor e Poster Sessions), determinando que todos devem refletir sobre este assunto pa-ra voltar a discuti-lo na Reunião de 2007. A apresentação do Eng. Hughes (AU) está reproduzida nas páginas 4 a 6 do Anexo II. O relato das atividades do Advisory Group B5.51 – Substation Automation and Remote Control – foi realizado pelo Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS), que resumiu o contido na respectiva ata de reunião reproduzida no Anexo I deste relatório. Como destaque, deve-se registrar a formalização do Eng. Iony Patriota de Siqueira (CHESF) como Coordenador da TF B5.92 – Functional Testing of IEC 61850 Based Systems. A apresentação do AG B5.51 está reproduzida nas páginas 7 a 12 do Anexo II. O relato das atividades do Advisory Group B5.52 – Protection and Monitoring of Main Plants and Circuits – foi realizado pelo Dr. Mohindar Sachdev (CA), destacando-se o seguinte: Situação dos Working Groups:

- WG B5.02 – Coordination of Digital Relays and Conventional Instrument Transformers – relatório será concluído em 2006,

- WG B5.04 – Modern Techniques for Protecting and Monitoring of Generating Plants – re-latório será concluído em 2008,

- WG B5.05 – Modern Techniques for Protecting, Controlling and Monitoring Power Trans-formers – relatório será concluído em 2007,

- WG B5.07 – Modern Techniques for Protecting and Monitoring of Transmission Lines – re-latório será concluído em 2008,

- WG B5.10 – Protection of Series Compensated Lines and Series Capacitor Banks – o re-latório será concluído em 2008,

- WG B5.15 – Distance Protection – relatório será concluído em 2006/7, - WG B5.16 – Modern techniques for Protecting Busbars in High Voltage Networks – re-

latório será concluído em 2007, - WG B5.17 – Software Models for use with Electromagnetic Transient Analysis Programs –

trabalho finalizado, - WG B5.17 – Protection, Control and Monitoring of Shunt Reactors – está começando suas

atividades, mas ainda não tem um quadro suficiente de participantes; Novas frentes de trabalho só serão propostas ao SC B5 no Colóquio de Madri; Foram propostos dois Relatores Especiais para o Colóquio de Madri:

- O Eng. Zoran Gajic (Rússia) para o Tema Preferencial 1 (Proteção de Barramentos), - O Eng. João Afonso (PT) para o Tema Preferencial 3 (Proteção de Linhas de Transmissão); Foi aceita a proposta do SAG para o tutorial do Colóquio de Madri, registrando-se a concordân-

cia com as proposições do AG B5.51 (vide Anexo I deste relatório); Proposição de tema preferencial para a Sessão Bienal de 2008 foi a respeito de testes de siste-

mas numéricos; Proposições gerais:

- Os WG devem ter chance de marcar reuniões na quinta e na sexta-feira antecedentes às Ses-sões Bienais,

- O Technical Committee deve exercer maior pressão sobre os Comitês Nacionais para maxi-mizar a participação nos eventos do CIGRÉ,

- Os artigos e os relatórios especiais devem ser disponibilizados no Web Site do SC B5,

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- As contribuições devem ser submetidas com uma semana de antecedência sob perspectiva de recusa de comentários gerais, de modo a prover pelo menos dois minutos para cada con-tribuição relevante.

A apresentação do AG B5.52 está reproduzida entre as páginas 13 e 18 do Anexo II. A última proposição do AG B5.52 suscitou um amplo debate com os seguintes destaques: O Dr. Brand (CH) sugeriu que os relatórios especiais tenham apenas oito perguntas para cada

tema preferencial; O Dr. Apostolov (US) apontou a perda de foco conseqüente de muitas subquestões em uma úni-

ca pergunta; O Eng. Steinhauser (Áustria) enfatizou a necessidade de rejeitar comentários pouco relevantes; O Eng. Adams (UK) mencionou a conveniência de proibir que telefones celulares permaneçam

ligados; O Dr. Sachdev lembrou que os aperfeiçoamentos devem conduzir a uma maior disponibilidade

de tempo para as contribuições espontâneas; O Chairman decidiu-se por limitar cada tema preferencial a dez questões singelas e receber as

contribuições com uma semana de antecedência, rejeitando-se as demais – assuntos que ele vai levar para apreciação do Technical Committee.

O relato das atividades do Advisory Group B5.53 – Monitoring, Metering, Recording and Overall System Protection – foi realizado pelo Eng. Javier Amantegui (ES), destacando-se o seguinte: Situação dos Working Groups:

- WG B5.03 – Fault and Disturbance Data Analysis, Including Intelligent Systems – relatório será concluído em 2006,

- WG B5.09 – Remote On-Line Management for Protection and Control – relatório será con-cluído em 2006,

- WG B5.19 – Protection Relay Coordination – relatório previsto para 2007, - WG B5.20 – New Trends for Automated Fault and Disturbance Recording and Analysis –

relatório previsto para 2008, - WG B5.21 – New Local Protection and Control Approaches to Minimize the Impact of Sys-

tem Disturbances –relatório previsto para 2008, - WG B5.22 – WiFi Protected Access for Protection and Automation – relatório concluído em

2006, - WG B5.34 – Impact of Renewable Energy Sources and Distributed Generation on Substa-

tion Protection and Automation –relatório previsto para 2008; Situação das Task Forces:

- TF B5.94 – High Impedance Faults – relatório previsto para 2007, - TF B5.98 – Protection and Control for Dispersed Generation and Impact on Transmission –

relatório será concluído em 2006; Proposições de novos Working Groups:

- Application of Synchrophasors to Power System Monitoring and Protection, - Denial of Service Threats that Degrade Quality of Service for Protection and Automation; Foi aceita a proposta do SAG para o tutorial do Colóquio de Madri, enfatizando-se que seja evi-

tado qualquer enfoque comercial; Temas preferenciais propostos para 2008:

- System Testing and Procedures, - New Technologies and Devices Used in the Implementation of System Wide Protections, - Impact of Renewable Energy Sources and New Generation on Protection and Control; Propostas gerais:

- Guia para ter Working Groups eficientes,

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- CIGRÉ deveria ter meios de facilitar a realização de conferências pela Internet para agilizar a ação dos WG e TF,

- As minutas de relatórios de assuntos afins com outros SC devem ser enviadas a eles para a-preciação antes da publicação,

- Reunir especialistas de proteção e sistemas elétricos para debater proteção, monitoramento e controle de sistemas elétricos.

A apresentação do AG B5.53 está reproduzida entre as páginas 19 e 25 do Anexo II. Em decorrência da exposição do AG B5.53, o Eng Holstein (US) fez uma apresentação intitulada “Recomended Guide to Improve Production of Technical Brochure – Experiences Learned by WG B5.22”, reproduzida entre as páginas 26 e 29 do Anexo II, com destaque para: Falta de verdadeiros especialistas e pessoas de empresas de energia elétrica; Uso do Microsoft Live Meeting® ou produto equivalente; Reuniões pela Internet com duração de uma hora – no máximo uma hora e meia – a cada trinta

dias com foco em um único tema, um capítulo, por exemplo, Comentários:

- O Dr. Apostolov (US) lembrou a questão de diferença de fusos horários como fator de difi-culdade decorrente da formação do WG ou TF,

- O Dr. Kezunovic (US) perguntou sobre o tempo para preparo da infra-estrutura de cada reu-nião, tendo o Eng. Holstein (US) respondido que, de fato, faz-se necessário o apoio de diver-sas pessoas.

Entre as páginas 30 e 54 do Anexo II pode ser apreciada uma interessante apresentação da parte do Dr. Palki (IN), intitulada “Experiences on Application of P&C to Minimise Impacts of Disturban-ces”, decorrente de debates ocorridos na Reunião do AG B5.53. O relato das atividades do Advisory Group B5.54 – Asset and Information Management – foi reali-zado pelo Eng. Frank Koers (NL), destacando-se o seguinte: Situação dos Working Groups e Task Force:

- WG B5.08 – Refurbishment Strategies Based on Total Cost of Ownership, Operational Risks and Technical Constraints – atividade iniciada em 2005,

- WG B5.31 – Management of Protection Settings – atividade iniciada durante a Sessão Bi-enal de 2006,

- TF B5.08 – Software Certification and Version Management – sem atividade, deve ser ex-tinta;

Foi aceita a proposta do SAG para o tutorial do Colóquio de Madri; Proposições de novos Working Groups:

- Demands from Protection Perspective on Communication Network Infrastructure out of the Substation (joint working group with SC D2),

- Implementation, Configuration Redundancy Protection System Based on IEC 61850; Proposições de temas preferenciais para 2008:

- Experiences and Migration Strategies with Refurbishment Protection and Control Systems (WG B5.08 report),

- Experiences and Systems for Remote Maintenance Protection and Control Systems, - How to Implement Redundancy Protection System Based on IEC 61850.

A apresentação do AG B5.54 está reproduzida entre as páginas 55 e 60 do Anexo II. O Colóquio de Madrid será realizado no Palácio de Congressos de 15 a 20 de outubro de 2007. Ha-verá visita técnica a Toledo, onde se encontra o Centro de Operação de Energias Renováveis. A ex-

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posição do Eng. Amantegui (ES), que se encontra nas páginas 61 a 70 do Anexo II, destacou os se-guintes aspectos: Distribuição do tempo:

- Segunda-feira, 15 – reuniões dos Working Groups, - Terça-feira, 16 – reuniões dos Advisory Groups pela manhã simultaneamente com a finaliza-

ção das contribuições e tutorial à tarde, - Quarta e quinta-feira, 17 e 18 – Sessão Plenária do SC B5, - Sexta-feira, 19 – Reunião do SC B5, - Sábado, 20 – visita técnica; Há possibilidade de se cobrar taxa de inscrição, cujo valor ainda não está definido; O tema proposto pelo SAG para o tutorial será desenvolvido pelo Dr. Sachdev (CA), pelo Dr.

Brand (CH) e por um especialista de uma empresa de energia elétrica espanhola; Os relatores especiais serão os seguintes:

- Tema Preferencial 1 – New Trends on Busbar Protection – Eng. Zoran Gajic (Rússia), - Tema Preferencial 1 – Acceptable Functional Integration in Substations Protection and

Control Systems – será provido pelo WG B5.13, sob a coordenação do Dr. Apostolov (US), - Tema Preferencial 3 – Protection of Transmission Lines and Coordination of Transmission

System Protection – Eng. João Afonso (PT). No que tange às atividades futuras do SC B5, o grande foco ficou na organização da Sessão Plenária e eventuais Sessões Conjuntas para 2008 e na escolha do local para o Colóquio de 2009. Foram selecionados os seguintes temas preferenciais para 2008: Life-Cycle Management of Protection and Control Systems – 21 votos:

- System Testing Policy, - Procedures and Experiences, - Testing of Numerical Protection Systems, - Experiences and Systems for Remote Maintenance; Impact of Process Bus – 16 votos:

- System Reliability, - Communication Architecture.

Os demais temas votados foram os seguintes: New Technologies and Devices Used in the Implementation of System Wide Protection – 13

votos: - Including Telecommunication System Performance and Requirements, - Communication Between Distributed Systems at Different Levels and Locations, - Nota: como este tema depende também do SC C2, foi feita nova votação para determinar se

seria interessante utilizar meio expediente para uma sessão conjunta, apurando-se 8 votos a favor e 13 contrários;

Criteria and Experiences with Migration Strategies for Refurbishment of Protection and Con-trol Systems (WG B5.08 report) – 8 votos.

Na página 71 do Anexo II há uma tabela que resume o tratamento dado à questão dos Temas Prefe-renciais para 2008. Para deliberação sobre o local do Colóquio de 2009, a Coréia e o Japão fizeram apresentações sobre suas propostas, vide páginas 72 a 82 do Anexo II: a Coréia propôs Jeju, uma cidade litorânea de la-zer localizada numa ilha com um vulcão extinto, ao passo que o Japão propôs Tókio, uma vibrante megalópole. A cidade de Jeju na Coréia foi selecionada como o local do Colóquio de 2009 com 12 votos contra 9.

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Tendo em conta as orientações do Technical Committee, o Chairman obteve unanimidade no senti-do de não se criar novos Working Groups ou Task Forces na Sessão Bienal de 2006, devendo o as-sunto ser revisitado na Reunião de 2007 do SC B5, durante o Colóquio de Madri. As apresentações dos Coordenadores dos WG e TF complementaram as informações dos Advisory Groups com detalhes do andamento dos trabalhos, porém sem destaques. O Web Site do SC B5 está agora no seguinte endereço: http://www.cigre_b5.org/. A apresentação efetuada pelo Webmaster do SC B5, Eng. Didier Wiot (BE), está reproduzida nas páginas 83 a 87 do Anexo II. Os Engs. Javier Amantegui (ES) e T. W. Cease (US), conforme apresentação reproduzida nas pági-nas 88 a 92 do Anexo II, trouxeram notícias do andamento dos trabalhos de interesse comum no âmbito do IEEE PSRC WG C4 – Global Industry Practices with System Integrity Protection Sche-mes. O Dr. Klaus-Peter Brand (CH) relatou o andamento das atividades no âmbito do TC 57 da IEC, uti-lizando a apresentação reproduzida a partir da página 93 do Anexo II.

5.4. Sessão Plenária do SC B5: A Sessão Plenária do SC B5 foi realizada ao longo do dia 29 de agosto de 2006, dedicando-se meio expediente para cada um dos Temas Preferenciais. Os trabalhos foram presididos pelo Eng. Ivan de Mesmaeker (CH), Chairman do SC B5. A logística do evento ficou sob o encargo do Eng. Paul Hindle (UK), Secretário do SC B5. Como de praxe, o CE B5 realizou um intenso trabalho prévio de preparação para participar da Ses-são Bienal de 2006. O fulcro de tal preparação foi o Seminário Interno do CE B5, realizado em 31 de julho e 1º de agosto de 2006. Os seguintes participantes do CE B5 analisaram artigos e fizeram apresentações para subsidiar a elaboração das contribuições brasileiras: Eng. Adriano Pauli (ELE-TROSUL), Eng. Álvaro Ximenes de Carvalho (ELTMAN), Eng. Allan Cascaes Pereira (UERJ), Eng. Davidson Geraldo Ferreira (CEMIG), Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil), Eng. Gilberto José Rigotto Jr. (CEMIG), Eng. Gustavo Adolfo de Galvão Arruda (CHESF), Eng. Jayme Evaristo da Silva Filho (FURNAS), Eng. Jeder Francisco de Oliveira (CEMIG), Eng. Júlio César Marques de Lima (CEMIG), Eng. Luis Fabiano dos Santos (ABB), Eng. Marcelo Eduardo de Carvalho Paulino (ADIMARCO), Dr. Marco Antonio Macciola Rodrigues (CEPEL), Dr. Renan Giovanini (ONS), Eng. Roberto Campos de Lima (FURNAS), Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS), Eng. Sergio de Oliveira Jacobsen (SIEMENS), além do Secretário e do Coordenador do CE B5. O Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU) também participou do Seminário Interno, abrilhantando o even-to com apresentação sobre seu artigo. A todos e aos demais que compareceram ao Seminário Inter-no os agradecimentos da Coordenação do CE B5. Além dos subsídios para as contribuições, a riqueza dos debates também apontou dúvidas sobre al-guns dos artigos. Seguem abaixo as questões que foram esclarecidas (sic) pelos autores: Artigo B5-107 – STANDARD IEC 61850 OPENS POSSIBILITY TO DEVELOP NEW MORE EF-FICIENT ARCHITECTURES OF SUBSTATION AUTOMATION AND PROTECTION SYSTEMS Perguntas do Dr. Marco Antonio Macciola Rodrigues (CEPEL) e respostas do Eng J. Curk (Eslovê-nia):

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Once IEC61850 leads to modularity, including separation between hardware and software, in your opinion, what kind of redundancy will be necessary? Shall redundant protective schemes be considered as we currently do with relays? We believe that there will be no universal answer to this question. In some cases, all components in the protection system chain will be redundant (very important power system elements), and in some cases, only CPU-s will be redundant. In some cases, each CPU will run protection for more bays/elements and in some only one set of protection functions, as done at the moment with classic relays. Which option will be used in particular case, not only technical but also economical criteria will be considered. Bearing in mind the possibility of adding new protective functions by third party (the user or someone else), what kind of procedures are quoted in the Standard to assure the whole system quality (we think that item 4 of 61850 is not enough)? What tests would be necessary for a single change in the software? IEC 61850 is not addressing this problematic at all. We consider standard more as a basis for the development in this direction. So these questions will have to be addressed in the future in the case of development in this direction. But we have quite good example in other tools for automation, like high performance PLC systems for industrial automation. When someone is adding new functional-ity he needs to know what he is doing and have to take responsibility. Regarding testing, we already have possibility to change and program tripping signals and outputs, that can affect proper opera-tion of relays and customers are using it. But they always keep the testing in the frame of periodical testing. So, new functionality will have to go through complete functional testing, but the rest of the functions will most probably stay in the frame of periodical testing. First of all, certain level of con-fidence into new concept and equipment will be needed. In your opinion, which parts of the software code will be allowed to be changed by the user? Any kind of separation or modularization would help to assure security and simplicity? By our opinion, functional part will be changed or better, new code will be added. I do not believe, that one will really change it. He can write new function in the frame of new module. Than he can start is as new task. Complete modularity of SW is a condition. What would be the role of the system integrator within this new environment? Would there be an integrator for new software versions? As now, system integrator will have different roles with different utilities. Some utilities have own personnel to deal with such things and they will most probably be the first to use such systems. Other will use system integrators to do it for them, when they will recognize advantages of new ap-proach. Artigo B5-206 – USE OF AN INTEGRATED AC/DC SPECIAL PROTECTION SCHEME AT MANITOBA HYDRO Perguntas do Eng. Roberto Campos de Lima (FURNAS) e respostas do Eng. Narinder S. Dhaliwal (CA): What kind of device provides the power flow information? What is the latency time? The power flow is measured by normal transducers. Measurement is duplicated with discrepancy check between the two channels. In case of discrepancy an alarm is initiated. If the telecom channel has failed the measurement from that channel is ignored and only the healthy channel value is used. There is a delay time of 15 seconds. When a trip signal is received the MW flow value is frozen at the last value. This allows the SPS to remember the power flow before the trip occurred. The SPS memory is reset to zero by the operator, before the line is re-energized. What is the controller action for multiple contingencies? For the trip of multiple tie lines, the mw reduction value will add. For example if a 230 kV line with 100 MW flow trip the reduction will be 100 MW. Now if another tie line trips with 200 MW, the re-duction will increase from 100 to 300MW. (It assumed that the second tie line tripped before the operator had chance to reset the SPS). For the 500 kV line components, the maximum of the various reductions is used. For example if the SVC trips the reduction is 20% and now if the south line trips

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the reduction will increase from 20% to 40% but not add to 60%. Of course each power system is unique and system studies must be conducted to find the optimum scheme for the power system un-der study. We understood that the special protection scheme does not use any voting system and duplicated information are available. What would be the advantage of using three controllers? The telecom channels are duplicated and each channel is considered to be good unless a telecom failure is indicated. The controllers are triplicate and the average value of all three healthy chan-nels is used. If one channel is out of service for maintenance, the values from that channel are ig-nored. With digital technology, duplication is sufficient since the computers have self check system and can auto transfer between main and backup systems. Artigo B5-210 – PHASOR MEASUREMENT UNIT (PMUs) APPLICATIONS IN THE TRANSMIS-SION NETWORK OF CFE MÉXICO Perguntas do Eng. Rui Menezes de Moraes e respostas do Eng. M. A. Silva Peruyero (México): What phasor exteriorization rate is been used? We didn’t understand very well your question, but we guess that you refer to data acquisition sam-ple rate: we use 15 samples per second. Once 70 relays are provided with a PMU function, they are not been used in the synchrophasors system. What would be the reasons for that? We have documented some problems with protection relays principal function blocked, working with PMU option together with SCADA data polling. When this paper was being written, we were thinking to use this protection relay in a specific way, only as protection relay or only as a PMU monitoring function, not together. But, some months after we received a new relay firmware as a proposed solution, presently we are evaluating the performance and that are no problems. Artigo B5-213 – MODERN SYSTEM PROTECTION SCHEMES REALIZATION IN LARGE HY-DRO POWER PLANT AUTOMATION: LOCAL AND SYSTEM ASPECTS Perguntas do Eng. Jayme Evaristo da Silva Filho (FURNAS) e respostas do Eng. Andrey Grobovoу (Rússia): In your opinion, how do utilities consider the potential problem of communications failure for centralized SPS? Undoubtedly, this question could become the subject for activity of a special working group in CI-GRE. Therefore, my answer is based only on Russian experience in the field. There are many meth-ods considering communication failure in centralized SPS. Advancement of SPS hardware and software is a significant factor for this subject. The SPS complex structures make an important im-pact on the methods. In general, these methods have to depend on organizing principles of the power system emergency control. In my opinion, the methods could be divided into two categories depended on the place where the task of power system state estimation and selection (behavior as-sumption) of the control actions are resolved. Traditionally, this is the task of SCADA/EMS of TSO level. In this case, the tele-indication and telemetry information from power system has to be sent to control center in order to be used for state estimation and selection of control action. These control actions, in the form of setting for SPS devices or SPS complexes, have to be sent back to power sys-tem for being used by SPS devices or SPS complexes. Russian Power Grid SО advocates ex-actly these principles and structure of power system emergency control. Three centralized control systems recently put into operation in different Russian interconnected power systems have to use this method. Detecting of communication failure is a function of power system state estimation pro-gram used in control center. The main demand for such way of deciding the problem is employing the advanced tools for power system state estimation in couple with reliable communication. Usu-ally, these demands are not met, and so SPS complexes are forced to function not too rationally. I am an apologist of another way of considering the communication failure and improving the SPS effectiveness. In my opinion, SPS complexes should be able to solve the task of the power system

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state estimation by their own on the base of tele-indication and telemetry information, and informa-tion about conditions of the power system outside of the service area of tele-indication and teleme-try. Without question, in order to improve the SPS performance, it is needed to use WAMS/WACS technologies. In this case, one can detect a communication failure by comparing the angle differ-ence on transmission system and power flow telemetry in the particular segment of the transmission system. Were higher costs experienced in comparison to distributed SPS? Can further reasons be given to prefer one or the other of the described types? To my mind, presently the SPS terminology is not enough clarified. In the discussed papers refer-ences the suggestion to distinguish the coordinated SPS system and centralized SPS system, as well as the centralized SPS complexes and remote SPS devices has been done. Their difference is the communication features meaning the data exchange between the SPS system and SPS complex or device. The functionality of the present SPS equipment at the Bureya HPP allows naming it as cen-tral SPS which implies the utilization of telemetry and tele-indication in conjunction with the wide area detection system. However, this centralized SPS complex does not get any information regard-ing power network model or control action settings from upper level centralized SPS system or co-ordinated SPS system, that means the local state or distributed SPS. That is why the costs cannot be exactly specified without accurate terminology of the SPS related levels of functionality. In my opin-ion, the cost of SPS of upper level is ten times higher than the cost of local SPS. What would be the order of magnitude of the typical operation time for each level? There is no single meaning answer on this question. Russian electrical industry norm regulates the critical time for local SPS used for prevention of appearance of the power system dynamic instabil-ity as 200 ms. Centralized SPS complexes can exceed this time due to some time delays for transfer of the wide area detection system (WADS) signals and transfer of control action signals. For exam-ple, the exact time of a control actions forming by Bureya HPP SPS is 7-9 ms. Approximate time of WADS signals transfer, in my opinion, amounts to 20-40 ms, and rough time of transfer of control action (I mean a load shedding) with taking into account the circuit breaker time operation can run up to 200-300 ms. The allowed time of control action forming can be increased by applying the multiple dynamic breaking and long-term unloading of hydro-turbines. Simulation of the multiple dynamic breaking in couple with the long-term unloading of hydro-turbines with reference to the Zeya and Bureya HPPs has shown such possibility. This time can be enlarged up to 2-3 seconds depending on the breaking resistors energy intensity. This obstacle permits to realize the different power system state estimation algorithms and selection of the control actions directly by SPS com-plexes. Artigo B5-216 – OPERATIONAL EXPERIENCE WITH WIDE AREA MEASUREMENT SYSTEMS Perguntas do Eng. Gustavo Adolfo de Galvão Arruda (CHESF) e respostas do Eng. W. Sattinger (CH): Do you have further information on the following subjects? Incompatibility among PMUs of different manufacturers; Data corruption by communication links; Means for reliable data storage (files and access).

In your opinion, what are the perspectives for the implementation of adaptive system-wide protec-tion and control? Based on the fact that we have only in use and therefore experience with the ABBs equipment I am not in the position to deliver at this point qualified details. However, I know from similar installa-tions that a mix of arbiter PMUs and ABB software works fine. The main point is that all the equipment should "clearly understand" the IEEE 1344-1995 standard for communication between the PMU and the data concentrator itself.

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Of course a critical point for this technology is a reliable telecommunication, without that the whole system couldn't be used at all due to the fact that the PMUs itself do not store any measure-ments. On the other side the measurements are send out as very small ftp packages with dedicated time stamps each cycle, so the only think which have to be done accurately to arrange this receiving accurately in a database. ABB uses therefore the OPC standard in a quite successful and modern way based on object oriented programming environment. By doing this bad data are flagged and the data processing software recognize these false measurements. As already mentioned, the platform we have in use id the ABB industrial IT platform with the em-bedded OPC library. From here we have all comfort of access either as client management for cre-ating an intelligent link to our SCADA system or to extract pre-configurable CSV files for post-mortem analysis. The ring buffer for all measurements is currently of a size of two weeks, that means everything which is not extracted within this time span is automatically overwritten. Os artigos e os Special Reports podem ser encontrados no Web Site do CE B5: http://sage.cepel.br/ceb5/artigos_documentos.htm Tema Preferencial 1 – The Impact of the IEC 61850 Standard for Communication Networks and Systems in Substations on Current and Future Practices for Protection and Automation – Rela-tor Especial: Eng. Marco C. Janssen (NL) – Todas as contribuições referentes a este assunto es-tão transcritas no Anexo III deste relatório. Tema Preferencial 2 – The Use and Benefits of Protection Systems and Substation Automation for Major Disturbances, Namely New Local Protection and Control Approaches to Minimize Im-pact and Techniques for Maintaining System Integrity and Security During Large Disturbances – Relator Especial: Eng. Albertino Cerejo Meneses (PT) – Todas as contribuições referentes a este assunto estão transcritas no Anexo IV deste relatório. Desta forma, o leitor terá uma visão completa de como transcorreu a Sessão Plenária do SC B5 – Protection and Automation.

6. Contribuições Apresentadas pela Delegação Brasileira

6.1. Tema Preferencial 1 – The Impact of the IEC 61850 Standard for Communication Networks and Systems in Substations on Current and Future Practices for Protection and Automation

Question 1.1: Which approach allows utilities to define standardized substation architectures once and then re-use them for all substation automation projects? Dr. Marco Antonio Macciola Rodrigues (CEPEL): “In Brazil there is an enormous expectation about developing standardized architectures for sub-station automation in order to reduce overall project costs and development time, particularly in engineering, testing and commissioning. The main reason is that Brazilian power system is going through a major expansion in the trans-mission grid as well as facing the need for restoration in a large number of old substations. Both measures are meant to support economic growth while allowing for improved system security. To achieve for system expansion the country’s government decided for a regulation model where new transmission line concessions are sold in public auctions. However, the proponents bids in-clude the tariffs to be applied to remunerate the transmission service. It means that a proponent will need more time to recover its investment and is very interested in reducing the overall costs. Fortunately, Brazil has a long time practice in developing substations with standardized configura-tions, because most of transmission system belonged, in the past, to a large national holding. This fact corroborates with the effort of defining standardized architectures for substation automation systems. Nowadays, with the introduction of the IEC 61850 standard, this advantage not only holds,

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but it is highly desirable, as IEC 61850 devices and systems demand an initial configuration effort that is not to be underestimated. It is a general belief that with such characteristics the effort of building the new substations and re-storing old ones shall benefit more from the adoption of as IEC 61850 devices and systems if stan-dardized solutions are used.” Question 1.2: With the separation of hardware and software, more possibilities emerge to add functions to systems. What will be the impact of such an approach for system testing and system availability and what are the conformance requirements for the individual components? Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL): “The special reporter addresses a very timely concern, natural consequence of technology evolu-tion (hw/sw cheaper, more powerful, more standardized), that leads to the tendency to use a single hardware platform for a whole “family” of functions (software). Besides this, the manufacturers have now a very real possibility to add (or modify) functions to systems already in service. The perspectives of the manufacturers and users for these initiatives are quite different. In fact, the manufacturers have a much better context and awareness of the possible impact of some addition or modification on the performance and reliability of his product than users do. In face of this, it would be not surprising if users tended to be much more conservative in this mat-ter, either not allowing any modifications at all (firmware updates, for instance) or conditioning such actions to a complete retest of the equipment. Of course, the economic impact of such strategy must not be underestimated. An informal survey among CIGRÉ associated Brazilian utilities partially confirmed such expecta-tions but revealed different practices among them, generally associated to the systemic importance of the protected components. In fact, high voltage transmission operators tend to be extremely con-servative in this matter, while distribution utilities are more receptive to initiatives as firmware up-grades, without complete and costly retesting. This (limited) survey revealed, also, that this is a matter of concern for Brazilian utilities, indicating that they would benefit from a more structured and technical reference to these initiatives, possibly through a CIGRÉ Guide that comes to explore all involved aspects for good practices.” Question 1.3: Are fault-tolerant systems acceptable as a replacement for the main 1 and main 2 approach for protection schemes? Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS): “Brazil has a significant experience with fault-tolerant systems, as it is the case of decentralized busbar protections which have duplicated central units permanently in service. Even been fault-tolerant, such an arrangement is not considered fair enough when availability is the issue, because the whole busbar protection is taken out of service during maintenance. Happily, maintenance is not frequent in digital devices and in the future it surely will be even less frequent. There was an interesting example with one of these protections, which was installed in a large EHV substation (twelve bays) already configured for a planned expansion. So there was a bay unit in service waiting for a new transmission line scheduled to be commissioned in couple of months. A failure in the optical communications of this very unit imposed blocking to the whole busbar protec-tion. As usual, a busbar internal fault happened right away… Summing up, the expected performance of fault tolerant systems must be analyzed under the de-pendability, security and availability viewpoints, before leading to a change in the main 1 and main 2 redundancy philosophy. In a mid-term horizon, economic issues will certainly lead to a revision in the redundancy concepts. Perhaps it is time to revisit the report on ‘Reliable Fault Clearing and Back-up Protection’ issued in the mid nineties.” Question 1.10: One of the concepts of IEC 61850 is the elimination of gateways. If, however, gateways are required for migration purposes, how can the goals of IEC 61850, regarding inter-operability, availability, performance, reduction of engineering be met?

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Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL): “The Special Reporter raises the important issue of the possible failure to achieve some benefits expected from IEC 61850 in refurbishment projects, as a consequence of the use of gateways in the integration with legacy systems. Paper B5-103, from Germany, presents an interesting experience on the migration process from a substation automation system, based on non-IEC 61850 communication network, to a hybrid con-figuration, using gateways. For this project, the authors propose two types of gateways: type A, with the functionalities of master of the 61850, will grant the access of legacy systems to a 61850 bus, and type B gateways (slave) will allow the distribution of the local information to regional and remote control centers. Brazilian experience in this matter points to another aspect of the problem. In fact, it is becoming increasinly frequent, in Brazil, the expansion of an existing substation, integrating IEC 61850 IEDs to the legacy architecture. To support these needs, it was our decision to develop a system with the functionalities of local IHM and multiprotocol (master and slave) gateway, running in a high reli-ability hardware (protection class). Doing this, the legacy part of the automation system can be left unchanged, directly connected to the IHM/Gtw (no new gateways). All new substation automation equipment, 61850 compliant, can be connected to a 61850 bus, also monitored by the IHM/Gtw. In short, our experience with this solution has demonstrated some achievements: No new gateways in level 1 (this functionality is incorporated to the single IHM/Gtw) Preservation of the original communication infrastructure, no matter if based in DNP 3.0, IEC

101, IEC 104, etc. (reduction of engineering costs) Incorporation of many goals expected from IEC 61850 to Level 2, including automated configu-

ration, monitoring of Goose messages, etc.”

Process Process Process

Protection

Bay ControlerGateway

103Process

bus

Local HMI/GatewayDNP3 101 103 104 ICCP 61850

ICCP

Bay Controler& Protection

RemoteEMS

Bay Controler& Protection

101 103

Level 1

Level 2

Process

New Controler& Protection

61850

104

RegionalScada

Question 1.11: How can these local migration issues be tackled in a system-wide approach? Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil): “In Brazil, the migration strategy adopted by the utilities for the protection and system control con-siders each case and not a wide solution. However, as a basic philosophy, the utilities require the digital control and protection system to be totally integrated and redundant based in the new stan-dard IEC 61850.”

6.2. Tema Preferencial 2 – The Use and Benefits of Protection Systems and Substation Automa-tion for Major Disturbances, Namely New Local Protection and Control Approaches to Minimize Impact and Techniques for Maintaining System Integrity and Security During Large Disturbances

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Question 2.1: How did Japanese utilities consider the potential problem of communications fail-ure for centralised SPS? Were higher costs experienced in comparison to distributed SPS? Can further reasons be given to prefer one or the other of the described types? Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS): “Brazilian 750 kV SPS, as described in article B5-203, is a centralized one. It collects information from all the 750 kV substations and processes them in duplicated PLCs located at Itaipu Power Plant. Despite having one single PLC and one single communication channel per substation, the SPS has proved quite reliable, because it takes advantage of the duplicated transfer-tripping structure associated to the protection of lines, equipments and breaker-failure. Any line open terminal condition (automatic or manual) leads to tripping the opposite breakers by transfer-tripping. Anything that might characterize the SPS initiation in a given substation is replicated in the neighbor one. That is how a single-star communication architecture could cope with the reliability and availabil-ity requirements of this application. This criterion was applied to other parts of the Brazilian Interconnected System, whenever similar conditions may be found. Unfortunately it cannot be applied to the whole power system, due to the country geographic dimensions, network density and communication unavailability.” Question 2.2: How important could the establishment of international cooperation be in the implementa-tion of SPS or Wide Area Systems? What impact could such cooperation have in the establishing new standard for emergency stability control? Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU): “Some SPSs that involve and/or affect more than one country power systems need agreement of all countries to be implemented. The SPSs installed in Itaipu 50 Hz power system have been designed by a commission in which participate experts from Brazil and Paraguay. This commission is di-vided in three groups, one is responsible for electric studies, which design SPSs action and the in-put signal. The second group takes care off protection devices and designs the relays which will be used and their connections. The last group takes care off operational instructions to guide the sys-tem operators. This procedure is very important for a successful implementation. There is complete change, because one condition to do an international cooperation is that the countries reliability should be kept. Many times a SPS helps to attend this condition, however it must not be forgotten that always there is the possibility of SPSs accidental actuation leads troubles to the countries power systems. Some reasons required from SPS are listed below: A SPS action in one country can preserve the power system stability in the other, which many

times can’t do this control by yourself. So, the international cooperation can avoid a loss of sta-bility or even a load shedding.

It must be foreseen SPSs in order to prevent that an occurrence don’t pass from one to other country.”

Question 2.3: How important are communication issues (availability, reliability, etc) for the im-plementation of SPS? Have any risk been identified involving overfunction in case of duplica-tion/triplication of equipments? Have any misoperation been experienced that have had an influ-ence on decisions concerning systems’ maintenance? Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU): “The communication system must be available as near as 100 %, because its unavailability results in con-straints for the power system as consequence of SPS unavailability. The same criteria is used for the reliabil-ity, understood as the correct reception of signal. To achieve this objective, which is preventing malfunction in presence of noise, the system could have more than one way to send the signal, like microwaves and power line carrier, when the SPS uses the signal level, or introduces a security bit, when the SPS uses a digi-tal signal. The SPS commanded by PLC in Itaipu 60 Hz uses the PLC of the neighbor substation as backup when one PLC is failed, and there is loss of SPS logic only when two neighbors PLC are unavailable.

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Other consequence of the increasing of communication system importance to the power system protection can be observed during maintenance procedures. Nowadays the services on the SPS are executed only dur-ing low load level period and with SPS off , because the power system can’t support a single contingency in the others load periods without SPS. Yes, there is that possibility. The duplication/triplication of signal is used to increase reliability, in order to reduce the possibility of unnecessary SPS actuation, but when there is a fail in one of those signals, the du-plication/triplication can imply refuse of a necessary SPS actuation when it is necessary. The SPS design al-ways must foresee a minimal failure possibility face critical event, so, the duplication/triplication, using se-ries or parallel connections, can’t result in increase the fail in SPS actuation in this case. Yes, they are reported in the paper B5-203. There are either events when the SPS almost operated incor-rectly. Nowadays the SPS output signal are isolated during maintenance, to avoid accidental actuation, and are imposed electric and energetic constraints for the power systems to perform maintenance in SPS equip-ment, to avoid bad consequences in case of accidental actuation.” Question 2.5: Are there advantages in the evolution form local to centralized solutions with use of communications? Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU): “Yes, there is a big advantage in terms of selectivity when a centralized SPS is used instead of local solutions. With using communication resources the SPS is free to use signals that can inform the status (on or off) and the operation conditions (power flow, voltage, current) of remote equipment on power system, which can help SPS to do better actions to reduce the impact on power system. The problem that it should be solved is if the critical time to execute the SPS action is attended con-sidering the communication time. Probably the amount of remote signal should be limited in order to attend this time. Both 50 Hz and 60 Hz SPS in the Itaipu systems (paper B5-203) have been using communication to perform their actions. One advantage of using remote signal in Itaipu was the less restoration time after a total load rejection in the plant. Nowadays the generating units are conserved synchronized among themselves.” Question 2.6: With reference to Paper 208 from Italy, is any similar approach – convergence of protection and control activities – being considered for other network? Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU): “Yes, in Brazilian power system there is an application that uses signal of AVR of the Itaipu gener-ating units to execute a power system protection function. The SPS done by PLC in Itaipu 60 Hz (see the paper B5-203) uses the combination of high power flow and low voltage value in the 765 kV transmission system, and the signal of the overexcitation limiter (OEL) actuation of the Itaipu generating units, to prevent voltage collapse in the 765 kV transmission system. The voltage col-lapse can occurs when the reactive power required from the power system to Itaipu 60 Hz generat-ing units is higher than the units can supply. This SPS trips one machine at Itaipu 60 Hz, reducing the reactive power requirements by the 765 kV transmission system. The machine remains ready to be synchronized.” Question 2.7: Can other experiences be reported in the integration of PMU from different manu-facturers? Concerning the reported controlled tests, with effective switching, conducted in Mex-ico and Switzerland, are there reports of similar approaches / experiences from other utilities? Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS): “It is well known the difficulty in the integration of PMU from different manufacturers. The recognition of these difficulties motivated the recent revision of the IEEE 1344 Standard. The new edition of this standard, now identified as C37.118-2005, takes care of PMU steady state performance, leaving for a next revision the standardization of PMU dynamic performance. Brazil is now starting a PMU Wide Area Measuring System with two main goals: system dynamic performance recording and real time state estimation. The Brazilian electric sector model implies that PMU acquisition and installation should be done by different utilities (that which owns the transmission lines selected to integrate the WAMS).

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To overcome the expected difficulty that arises from the use of different PMU, the Brazilian ISO worked to obtain, trough the regulatory agency, the definition of the duties of all project stake-holders. These resulted in a top-down project approach, coordinated by the Brazilian ISO. To guarantee the fully system integration, the Brazilian ISO hired a consultant to develop the WAMS’ functional specifications. These specifications comprise the development of the system ar-chitecture, the PMU functional performance specification, the definition of a PMU test methodol-ogy and the requirements of the telecommunication channels. As the regulatory act establishes that utilities should buy and install PMU complying with the WAMS’ specifications, it is expected that this approach helps to overcome the difficulties from dif-ferent PMU integration.” Question 2.8: To what extent have recent blackouts influenced the regulatory environment – es-pecially concerning protection requirements? What new system-wide protection requirements were implemented as a result of increased regulatory or public pressure? Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS): “The Brazilian electric sector was composed by some regional utilities each one with different pro-tection requirements. These requirements were applied uniformly inside the utility’s concession area. The new sector model, which was implemented after 1998, allows the open access to the transmis-sion grid, the bidding of new transmission lines and the entry of non-traditional players everywhere in the transmission system. The transmission line bidding winner used to be the utility that offers the lower tariff, and to avoid jeopardizing the service quality, it was decided to establish in the Grid Code the minimum technical requirement that new utilities should comply with. In the early stage of this new model Brazil faced a huge blackout. As a consequence, the protection requirements included in the Grid Code were established with the system security in mind which re-sulted in more stringent requirements. After this blackout, it was identified some flaws in substation lay-outs and protection system. This work resulted in a regulatory act to allow the utilities to im-plement refurbishments when they were indicated by the Brazilian ISO. After this blackout, a System Wide Security Control Scheme was developed and installed in the Bra-zilian Transmission Grid by determination of the Ministry of Energy.” Question 2.9: How successful has the implementation of system-wide common criteria for protec-tion and control systems proved? With reference to the reported experiences of Romania, Spain and China, are there other instances where such approaches would be of interest? What impact does the decrease in “critical fault clearing times” have on the coordination of non-unit backup protection systems? Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS): “Brazilian ISO and utilities decided to use more strict requirements for our main transmission net-work. For 345 kV and above transmission lines there must be duplicated teleprotection schemes (signal-ing through distance and ground directional overcurrent measuring units typically), which means that most of the faults will be cleared without time delay, faster than the generic 100 ms critical time. This critical time was established for single-phase to ground solid faults and it may be re-viewed (reduced) for special (temporary) operative conditions. For the 230 kV and the few 138 kV systems included in the main transmission network there must be at least one teleprotection scheme. Once the current model of electric industry does not obligate to centralized planning, these re-quirements allowed to an easier generation expansion, adding successfully both thermal power plants and wind farms. This is coherent with the transmission expansion model, which requires sta-ble and clear rules because it is based on minimum revenue for the transmission service. It may be said that Transmission Grid Procedures and the Transmission Expansion Model are quite successful.”

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Question2.11: With reference to the decision to replace some line distance protection with line differential protection in Argentina, have other utilities considered a similar approach? Are Line Differential Protections still generally seen as a “solution of last resort” or are they already part of a standard set of line protection systems? Can other utilities report on their experience in the use of Line Differential Protections? Eng. Júlio César Marques de Lima (CEMIG): “Brazilian SC B5 usually holds an internal seminar as a preparation for the international events. During the last seminar, when most of the largest transmission utilities were represented, the de-bates about paper B5-201 showed that the main concern in the application of line differential pro-tection in Brazil is still related to the use optical repeaters. Whenever the line length allows direct communication through the optical ground wires, differen-tial protections are more and more under consideration in the specifications. In fact, the differential function has been applied to many transmission lines. As far as checked, users are quite satisfied with the differential protection performance. Once the series compensated lines are usually among those of larger lengths, the conservative con-cerns mentioned before did not led, yet, to the application of differential protection. Nevertheless, a few years ago, during the bidding process for an important 500 kV transmission trunk with conven-tional and variable (TCSC) series compensation, signaling teleprotection by distance and direc-tional ground overcurrent measuring unites was specified, but bidders were allowed to offer alter-native proposals with differential protection. The 87L function was not applied. Getting in touch with Mr. González, the author of the paper B5-201, Brazilian SC B5 will provide further information on the optical repeater performance when modern differential protection is ap-plied to long transmission lines.” Question 2.12: Do defense plans by other utilities also address service restoration issues? To aid system restoration, is there a consensus on the need to keep some manned transmission substa-tions? Could this requirement be overcome by an adequate redundancy of telecontrol, telecom-munication or automation infrastructure / equipment? To what extent do utilities define some in-stallations as critical, regarding maintenance planning and / or down-time considerations? Dr. Paulo Gomes (ONS): “In the Bulk Brazilian Power System the restoration processes have two stages: fluent and coordi-nated. In the former there is no need for communication among the parts involved while in the lat-ter several “a priori” conditions must be reached, being the National Operating Center responsible for the coordination of the whole process. Stage 1: Fluent Restoration: For the restoration of the main grid of the Brazilian Bulk Power System there are some recommen-dations and guidelines to establish the procedures for fluent restoration that should be followed by the agents: The geo-electrical areas should be completely de-energized; The restoration should be started by high reliability hydro-power units:

- The startup voltage levels and the minimum amount of generators must be established for each process;

The geo-electrical areas are first restored in a practically independent manner during the fluent phase;

The priority load pick up must be pre-defined keeping in mind the balance between generation and load according to the transformation and transmission paths available: - Extreme load configurations should be considered to insure that the restoration process can

be carried out at any time. The main fluent restoration benefits are: To permit restoration of important load centers simultaneously and in a independent manner;

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Execution by operators in accordance with pre-established procedures based on studies and usually without the interference of Operation Centers;

The guarantee of certain agility to the process. Coordinated Restoration: The National and Regional Operating Centers coordinate the load shedding and closing of loops or paralleling of systems in distinct geo-electrical areas that were structuralized during the fluent res-toration. The restoration can also be coordinated when there is any equipment unavailability. This procedure can only begin after the following conditions are met: Nonexistence of equipment overload in the coordinated area; Frequency stabilization; Compatible voltage levels when compared to the minimum configuration of the geo-electrical

area, so the load pick up can be met within the specified parameters; Connection of geo-electrical areas should only be done when the two areas involved present a

stable configuration. Questions regarding Service Restoration Practices: To aid system restoration is there a consensus on the need to keep some manned transmission sub-stations? In our point of view it is necessary to keep some manned transmission substations. Generation and distribution substations in fluent restoration corridors need necessarily to keep operators. Trans-mission substations that do not participate in interconnections of geo-electrical areas, in the coor-dinated phase, neither on load reestablishment, can be telecontrolled and, in such case, an ade-quate redundancy should be provided. Could this requirement be overcome by an adequate redundancy of telecontrol, telecommunication and automation infrastructure / equipment? In our opinion, in terms of transmission substations, a mixed solution can be used. To what extent do utilities define some installations as critical, regarding maintenance planning and/or down-time considerations? The substations and equipments considered critical or strategic by Brazilian System Operator were defined, not only from the systemic point of view but also in terms of guaranteeing the reestablish-ment of fluent restoration corridors and their interconnections in the coordinated phase, so as to assure both speed and safety of the partial or total post-disturbance restoration procedures.”

7. Participação nas Reuniões dos Working Groups onde o Brasil tem Re-presentação

7.1. WG B5.07 – Modern Techniques for Protecting and Monitoring of Transmission Lines Participante Brasileiro: Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil), Membro Correspondente. A 4ª Reunião ocorreu no escritório da AREVA T&D em Montpellier com participação de membros regulares para discussão técnica e apresentação de parte das contribuições definidas na reunião rea-lizada em Março/2006 no Rio de Janeiro, RJ - Brasil, conforme relação a seguir:

WG B5.07 – Contribuições Discutidas/Apresentadas

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Nº Function Description Who

1 PROTECTION FUNCTIONS LEIF

1.1 It is important to discuss ground overcurrent polarization (Zero seq. / Neg. Seq)

Frederico

2.2 Underreaching and overreaching compensation for ground faults in gro nd distance elements and o erc rrent s per ision

Kenneth

Nº Function Description Who ground distance elements and overcurrent supervision.

2.3 Overreaching distance elements and time delayed overcurrent Kenneth 2.4a Peer to Peer communication aided functions Alex 2.4b Relay to Relay communication aided functions Alex 2.5 Permissive overreach Simon H 2.6 Permissive underreach Simon H 2.7 Blocking schemes Simon H 2.8 De-blocking schemes Simon H 2.9 Weak infeed Simon H

2.10 Echo Simon H 2.11 Superimpose principle relay François, Alex

2.12 Differential (DIF) Demetrios 2.13 Distance (DIST) Kenneth 2.14 Overcurrent (phase and ground) (OC) Kenneth 2.15 Directional Ground Overcurrent (DIRGNDOC) Kenneth 2.16 Teleprotection (with DIST and/or DIRGNDOC) (TELEPT) Simon H 2.17 Phase Comparison François 2.18 Cross Differential (for double circuit lines) Alex 2.19 Thermal-Image Overload (THOLD) Simon Chano 2.20 Switch onto fault (actually is not a function itself, but is a technique

which may use that available programming logic of numerical relays) (SOTF) and Trip on Reclose

Federico

2.21 Overvoltage this could be considered more as a control function rather than a protection one — protection system definition may present us a difficult task: for this WG I am considering “Protection System” only as the one which is conceived to clear a fault condition that may damage the power equipment due to the “current effect”, although power sys-tem stability and operation is also to be take into account, but is not the first issue.

Kenneth

3 CONTROL FUNCTIONS JUAN 3.1 Autoreclosing (AR) (including single pole, two pole trip and reclosing) Florin 3.2 Synchronism check (SYNC) Florin 3.3 Power swing detection, blocking François, Kai,

Gareth, De-metrios

3.4 Out-of-step (loss of synchronism) (OOS) François, Kai, Gareth, De-

metrios 3.5 Zero-voltage Tripping (ZVT) [automatic zero voltage detection for CB

opening to improve restoration rules and procedures] Joao

4 MONITORING FUNCTIONS JOÃO 4.1 Fault Location (FLOC) Joao 4.2 Fault Recorder (FREC) Joao 4.3 Open Line Detector (HQ fuzzy logic based algorithms) Joao 4.4 Broken conductor (BRKC) (same algorithm may detect secondary cir-

cuits’ integrity) François

4.5 CT supervision (CTSU) Joao 4.6 VT supervision (VTSU) Joao 4.7 Trip circuit supervision (TCSU) Joao 4.8 Hardware Supervision Joao 4.9 Software Supervision Joao

4.10 Binary Input Supervision Joao

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Nº Function Description Who 5 AUXILIARY FUNCTIONS STEFANOS

5.1 Event Recorder (EVE) Stefanos 5.2 Remote Access (REMACC) Stefanos 5.3 Time synchronization (TSYNC) Stefanos 5.4 CB supervision (CBSU) (interrupting current, cumulative current

interrupted, etc., … Stefanos

5.5 Pole discrepancy (PDISC) (mainly for single pole applications) Stefanos 5.6 Measurement (current, voltage, power, demand …) (MEAS) Stefanos

SURVEY Alex, Simon C, Joao

Foram apresentadas pelo Dr. Alexander Apostolov duas contribuições referentes a nova norma IEC 61850 e eventual inclusão no documento final do WG B5.07.

O Prof. Sachdev entregou ao coordenador Eng. Simon Chano o documento final “Understanding microprocessor-based technology applied to Relaying” do PSRC (Power System Relaying Commit-te) do WG I16 finalizado em Janeiro/06.

Destaque especial foi dado a contribuição do tema “Future Trends” cujo aspecto de hardware há uma tendência dos fabricantes de utilização de uma base comum para todas as proteções facilitando sobremaneira para os usuários quanto a facilidade de manutenção e redução de estoque de sobressa-lentes. Do ponto de vista de software haverá cada vez mais necessidade de desenvolvimento de complexos IED com tendência a crescimento significativo. Desta forma torna-se extremamente im-portante e crítico prever etapas de testes de modelo em laboratório para aferição dos algoritmos de-senvolvidos.

7.2. WG B5.20 – New Trends for Automated Fault and Disturbance Recording and Analysis Participante Brasileiro: Dr. Marco Antônio Macciola Rodrigues (CEPEL), Membro Corresponden-te. Também compareceram à reunião o Coordenador do WG B5.20 Dr. Mladen Kezunovic (US), o Eng. Alberto Cerezo (ES), o Eng. François L’Homme (FR) e, como convidado, o Eng. Sérgio Zimath (BR), que é Membro do Grupo-Espelho do WG B5.20. Durante a reunião foi discutido o andamento geral do relatório. Já estão elaborados os textos dos três primeiros capítulos, sendo que estes precisam de revisão. Em relação aos capítulos seguintes, houve mudanças, com aglutinação dos capítulos 6 e 7. O Coordenador incumbiu o Brasil de fazer uma extensão do texto do capítulo 1 (apresentado abaixo como contribuição brasileira) e também de fazer revisão no capítulo 2, incluindo ou alterando ele-mentos no texto. Durante a reunião o Representante do Brasil apresentou também o resultado de pesquisa informal que foi feita com Membros do Grupo-Espelho a respeito da utilização de informação de medidores fasoriais nas atividades de análise de faltas e o Eng. Sérgio Zimath também apresentou um depoi-mento a este respeito. Foi agendada uma próxima reunião do grupo para novembro deste ano. Também foi decidido reali-zar uma conferência por telefone em outubro.

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Transcrição da contribuição brasileira para esta fase do trabalho do WG B5.20:

“NEW TRENDS FOR AUTOMATED FAULT AND DISTURBANCE ANALYSIS

OBJECTIVES

[I will put my commentaries in braces and use italics.]

1.1.1 I begin talking about fault analysis done manually. I use the term POWER SYSTEM ENGINEER to refer to the people that will interact with the system. I also used PER-SONNEL RESPONSIBLE FOR FAULT ANALYSIS

1.1.2 The idea is to introduce the need for automated analysis] Fault and disturbance analysis is carried out after the events that indicate a disturbance in power system occur. Its objective is to make the power system operation more robust by making interven-tion in its devices and elements, based in the understanding of the cause of the disturbance in focus. Engineers have to accesses an enormous amount of information to reach their conclusions. This work involves not only a high degree of smart thinking, but also a lot of repetitive work, like retriev-ing files, making simple calculations etc. The analysis of faults and disturbances is highly dependent on information that can be obtained during the events related to them With the advances in the monitoring of power systems and in the communications and computers areas, the data obtained in near real time can be used to help ac-complishing this aim. However, the facilities in obtaining information, the large size of the power systems and to the fact that the number of disturbances increases as these power system are more and more stressed, create an overwhelming situation for the personal involved in such a job. Although there are fault situations that are so involving that only human expertise will understand it, automated analysis can make a big difference when one consider dealing with an enormous amount of information. The main advantage (but not the only one, as can be seen in this document) of automated fault analysis is to aid the personnel responsible for fault analysis in getting focused in the most important events, by accessing relevant data and avoiding repetitive tasks. This alone will have economic impact in many areas, not only in the productivity of these personnel but in bet-ter overall performance of the system due to correct action resulting from better and faster diagnos-tic of the fault and disturbance causes. [Below follows a definition and scope of what is understood as Automated fault and disturbance analysis] Automated fault and disturbance analysis is, in simple terms, the use of computers to correlate, without human intervention, available information about faults and disturbances, yielding results that are more useful than raw data. Its main goal is to deliver these results to fault analysis engi-neers so that common errors and the overall analysis time are reduced. The final benefit is that, with appropriate information, the right decisions can be taken to avoid the repetition of similar dis-turbances or faults. An automated fault analysis system should provide results of a detailed system-wide analysis of an event to all relevant areas within seconds after the event occurred. It is a step further beyond system automation and beyond automatic data measurement and gathering. Generally speaking, it is not only restricted to DFR and SOE data, but encompass any piece of information available from the

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field (SCADA, EMS, quality monitors, including historical data from all sources), from the system configuration (switch positions, line compensation etc…) and from the system design (current and power limits, transmission lines impedance values etc.). [Below the purpose if this report and a quick overview] The goal of this report is to serve as a reference to the application of automated fault and distur-bance analysis systems, by formalizing the current ideas and expectations in this area, based on the perspective of the requirements for these analysis. It is not intended to cover design issues, because it is understood that the technology may evolve making particular design solutions outdated. The report begins, in chapter 2, by giving an overview of the current status of automated analysis systems, the common analysis approaches, the data needed to perform the analysis, examples of ex-isting implementation and an interesting analysis of the benefits and of the missed opportunities of current analysis procedures. This perception of missed opportunities is explored further in chapter 3 to create a list of expected future needs, including requirements in analysis, data, technology and in the automation of the analysis. Chapter 4 is dedicated to the job of detailing the solutions that will be necessary to fulfill these needs. There are specific solutions for different levels of hierarchy in the power system. Intrastation analysis is more dedicated to local equipment response to the fault; interstation analysis is dedi-cated to protection schemes that use communication channels (teleprotection coordination); utility-wide analysis aims the behavior of the company’s equipment and protection response to complex fault situations; and inter-utility analysis will deal with impact of the faults in neighboring utilities and also with system-wide disturbance analysis. The previously mentioned list of necessities and solutions were not restricted to technological and/or economical limitations that occur particularly at this time or in any specific place, neither were they limited to current practices in electricity companies and utilities. It is understood that any implementation of an automated analysis system is a quite involving task and shall be preceded by an thoroughly understanding of the corresponding constraints, beginning with substation data ac-quisition, going from data integration, processing, security and reliability issues up to economic feasibility. This is coped with in chapter 5. A phasing strategy will enable splitting the risks and costs of a complex automated analysis system implementation. If phasing is done judiciously, the intermediary results will justify the project con-tinuation. An important feature of phasing implementation is to increase the benefits by involving other groups in the utility, as shown in chapter 6. Chapter 7 deals with upgrade management of an automated fault and disturbance analysis system. The idea here is to detail a migration path from the present state to a new on. It is the case when part of the needed infrastructure is available, needing modification and or improvements. Upgrade will occur due to equipment aging or due to new requirements on information use and automation needs. Finally chapter 8 makes comments on existing standards that can be applied to analysis automation as well as suggestions for future standardization needs and/or standard harmonization. This is a very important issue when it is considered the new standards that are being introduced, specially the IEC 61850.

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[the need for the report] It is understood that the present time is fortuitous for the deployment of this report because the need for automated analysis systems will increase with system complexity and with the pressures for more reliable and fast analysis. However, this will not be accomplished without considering the needs of automated analysis systems in the design of power system monitoring systems. Also, inte-gration of data from many points of the power system for automated analysis will call for stan-dardization efforts to reduce the cost of future implementations.”

7.3. WG B5.31 – Management of Protection Settings Participante Brasileiro: Eng. Júlio César Marques de Lima (CEMIG), Membro Correspondente. Esta foi a reunião inicial do WG B5.31, na qual foi fixada a itemização do trabalho a ser produzido, que consiste no seguinte: 1. Executive Summary 1.1. Working Group Activity 2. Objectives of Management of Settings 2.1. Management Commitment and Responsibility 2.2. Setting Version Control 2.3. Firmware Version Control 2.4. PC Software Version Control 2.5. Different types of settings 2.6. Change Authorisation and Permissions 2.7. Verification and Validation of Actual Settings 3. Implications of Different Technologies 3.1. Electromechanical Relays 3.2. Static Relays 3.3. Numerical Relay 3.4. Implication of the use of automatic setting tools 4. Operational Use of Setting Records 4.1. Verification of settings applied 4.2. Historical reference related to system incidents 4.3. Procedure for issuing new settings and applying on site 4.4. Management of manual on site setting changes and return to service 4.5. Management of emergency settings 4.6. Regulatory Requirements 5. Systems for Managing Settings 6. Other Aspects of Importance 6.1. Emerging Issues of IEC61850 based devices Appendix A Some Current Practices A.1 Experiences in UK A.2 Experiences in Australia A.2.1 ElectraNet SA A.2.2 Western Power O texto que se segue demonstra o entendimento a respeito do tema sob o encargo do WG B5.31: “There has always been a basic requirement to record relay settings as a record of how the relay is expected to perform. In simple terms this did not encompass the process of calculating the actual settings. However apart from the initial setting of the relay, there are ongoing changes to the relay settings throughout the life of the asset. These changes may be due to:

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1) changes in the power system conditions and parameters e.g. impedance reach, pick up currents, load encroachment limits; 2) changes to the substation configuration e.g. additional transformers, feeders, etc.; 3) changes of temporary settings during routine tests and /or staged construction in the substation, e.g. to ensure adequate protection whilst some items of plant or protection are out of service. Hence there has always been a requirement to manage these settings and changes at any time. In more recent times, the increased technology has added to the complexity of this task due to the expansion of the number of settings within a particular device and hence the number of individual changes that may be made to a single device. In addition the reference to software and firmware versions is now needed to identify the appropriate compatibility between relays, PC software and the setting files. A broader issue is associated with the growing complexity of the relay setting file itself and the as-sociated operating manuals. Electromechanical relays typically had a single manual covering in-stallation and mounting details, commissioning tests, settings and maintenance all covered in per-haps 20 pages. Modern relays now have manuals comprising several hundred pages to describe the operation and setting of the relay and the details of potentially thousands of individual settings. As a result of these large setting files, some users have generated their own preferred scheme ar-rangements that define the default configuration of the relay with certain functions enabled or dis-abled. This in itself is a form of setting file that needs its own version control associated with new standards within the utility and also has all the aspects of version and compatibility control with hardware, firmware and PC software, although not directly related to a specific device by serial number.” A agenda de trabalho do WG B5.31 é a seguinte:

Topic Date Location Working Group Start & 1st draft 30/08/2006 Paris

2nd Meeting Report to B5 August 2007 Madrid

Compile final report December 2008 Final Report Issued April 2009

Technical paper for SCB5 Session 2010 Paris A seguir estão fotografias da Reunião do WG B5.31 na Sessão Bienal:

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8. Participação nas Sessões Plenárias de Outros Comitês de Estudo

8.1. SC C2 Da participação do Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS) na Sessão Plenária do SC C2 foram extraí-das as seguintes constatações: Destaques do Tema Preferencial 1 – Desenvolvimento de Padrões para Segurança Operacional e Procedimentos de Rede Motivados pelo Aumento da Preocupação para Falhas Técnicas Críticas e Intrusões Físicas ou Cibernéticas: Embora o critério de contingências N-1 seja o mais utilizado para a manutenção da segurança e

confiabilidade durante planejamento, níveis de segurança mais elevados podem ser necessários em situações especiais ou durante desligamentos programados;

Planos de defesa incluindo esquemas de proteção sistêmica foram considerados medidas efeti-vas e de baixo custo para a melhoria do desempenho e aumento da segurança do sistema;

Metodologias têm sido aplicadas com sucesso para minimizar o custo total decorrente do redes-pacho de geradores no sistema;

A aplicação de geradores eólicos nos sistemas demandará modificações nos requisitos dos pro-cedimentos de rede.

Destaques do Tema Preferencial 2 – Uso Operacional de Novas Tecnologias para Detecção e Miti-gação de Condições Sistêmicas Críticas: Muitos dos novos desenvolvimentos que se verifica hoje nos sistemas de potência são decorren-

tes dos recentes blecautes e/ou em decorrência da desregulamentação do mercado de energia e-létrica;

Em vários países, os esquemas especiais de proteção são utilizados para elevar os níveis de se-gurança e a capacidade dos sistemas de energia;

A aplicação de transformadores defasadores foi reportada para controle de fluxo; A aplicação de Sistemas de Medição Sistêmica e de Sistemas de Medição Sincronizada de Faso-

res tem sido vista como uma tendência para o monitoramento do sistema elétrico, com o desen-volvimento de aplicativos para a detecção prévia de condições indesejáveis nos centros de con-trole.

Destaques do Tema Preferencial 3 – Habilidade dos Centros de Controle em Gerenciar Contingên-cias Emergentes e Agudas que Envolvam Vários Operadores do Sistema e Outros Atores:

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Novos meios de visualização de dados para identificação do estado do sistema durante distúr-bios são desejáveis, para resolver o problema da grande quantidade volume de dados a ser anali-sado;

Foi proposta a utilização de limites variáveis para equipamentos baseado em dados climáticos (temperatura, vento, etc.) em função de possíveis ganhos econômicos com a postergação de in-vestimentos;

A contribuição da Bélgica apresenta o desenvolvimento de uma ferramenta para DTS que se be-neficiou da padronização dos sistemas EMS utilizados nos seus centros de controle;

A contribuição da China apresentou uma forma de reduzir os problemas da utilização de dife-rentes sistemas EMS de seus centros de controle, através da padronização da nomenclatura das linhas de interligação.

Da participação parcial do Eng. Jorge Miguel Ordacgi Filho (ONS) na Sessão Plenária do SC C2 foram extraídas as seguintes constatações: Destaques do Tema Preferencial 2 – Uso Operacional de Novas Tecnologias para Detecção e Miti-gação de Condições Sistêmicas Críticas: Uso de critério N-2 para concepção de SPS, que são “armados” pelo SCADA; Uso intensivo de transformadores defasadores; China utiliza critério distinto para alocação de PMUs; Na Rússia há sistema de medição sincrofasorial com 45 PMUs em serviço; Na Itália há sistema de medição sincrofasorial com 30 PMUs em serviço; Norma do IEEE é soberana na aplicação de sistemas de medição sincrofasorial; Uso intensivo de Early Warning Systems.

Destaques do Tema Preferencial 3 – Habilidade dos Centros de Controle em Gerenciar Contingên-cias Emergentes e Agudas que Envolvam Vários Operadores do Sistema e Outros Atores: Os modernos Centros de Controle devem ser capazes de lidar contingências emergentes e agu-

das que envolvam uma multiplicidade de atores; Está disponível produto para visualização de quedas de tensão (vídeo SAGometer system); A Bélgica dispõe de DTS (Dispatcher Training System) rápido que usa a Base de Dados do

SCADA.

8.2. SC C4 Da participação do Eng. Sérgio Zimath (REASON) na Sessão Plenária do SC C4 foram extraídas as seguintes constatações: A sessão do SC C4 abordou quatro temas preferenciais: 1. Performance of Power Systems against Lightning-Originated Disturbances; 2. Impact of Monitoring and Diagnostics on Insulation Coordination; 3. EMC and EMF Assessment and Mitigation of Associated Problems; 4. Coordination of Power Quality Levels between Customers and Various Players. Como fabricante de equipamentos para o setor, o Eng. Sérgio Zimath está ciente da importância de ensaios de compatibilidade eletromagnética para certificação do correto funcionamento de IEDs em um ambiente de subestação. No tema 3 os artigos C4-302 e C4-304 abordaram a necessidade de revisão de algumas das curvas de sinais que são injetados em equipamentos com o intuito de levantar a sua imunidade a um certo tipo de fenômeno eletro-magnético. Estas curvas são fixadas em norma (usualmente da série 61000 ou 60255 para reles de proteção) e podem talvez não representar completamente os fenômenos ele-

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tromagnéticos que surgem no ambiente de subestações. A despeito disto, é inegável que este tipo de teste, mesmo quando realizado com as normas atuais, somente tende a acrescentar em confiabilida-de aos IEDs instalados em subestações. Aproveitando a discussão, é importante que os usuários te-nham um melhor conhecimento das mesmas, pois ainda hoje as especificações de compra de equi-pamentos em subestações não listam de forma correta quais as normas que deveriam ser seguidas. O artigo C4-306 levantou a relação entre as parametrizações de relés de proteção e problemas em equipamentos sensíveis devido as VTCDs causadas pela atuação da proteção. O tema 4, através do artigo C4-401, levantou o problema de se estabelecer o nível de harmônicas aceitável em um sistema de transmissão ou distribuição. A norma IEC 61000-3-6 define alguns ní-veis que podem ser difíceis de serem atendidos devido a mudanças nas impedâncias da fonte devido a chaveamentos no sistema e que contribuem para que maiores níveis de harmônicas surjam em um ponto de medição. Esta mudança pode causar uma violação de um limite em um ponto de um siste-ma de distribuição, sendo o causador pode ser um consumidor e quem agravou pode ser uma em-presa de transmissão, sendo que quem é punido é a distribuidora. O artigo C4-402 mostrou os resultados de testes de equipamentos de medição da qualidade da ener-gia elétrica realizados no Brasil. É de conhecimento de todos a grande quantidade de equipamentos disponíveis atualmente no mercado que se apresentam como medidores de parâmetros da qualidade da energia elétrica, com grandes diferenças de preços entre si. Estes testes tiveram uma importância grande para a REASON Tecnologia, pois mostraram que boa parte dos equipamentos do mercado não atendem realmente as normas pertinentes a questão de medição dos parâmetros e portanto apre-sentam resultados variados para um mesmo evento, impossibilitando qualquer tipo de comparação. O mesmo processo de homologação realizado está agora sendo repetido para outros tipos de equi-pamentos e temos até exemplos de certificações externas de uma certa tecnologia, como por exem-plo, a IEC 61850, que os fabricantes estão procurando órgão certificadores independentes para ates-tar a perfeita implementação nos seus IEDs. O artigo C4-403 mostrou um problema atual, em que se deseja obter uma certa informação, no caso afundamentos de tensão, sem se ter a necessária quantidade de equipamentos de medição. Por res-trições econômicas sabemos que não é possível adquirir medidores para a totalidade dos pontos de um sistema. A metodologia apresentada permite que se faça uma extrapolação com as informações existentes e se chegar a um bom grau de precisão final. O artigo C4-406 levanta uma questão interessante: o que se deseja com a medição de flicker atual-mente? A metodologia atual de cálculo de flicker é definida para dois tipos particulares de lâmpadas incandescentes e que na grande maioria dos casos não mais é utilizada em ambiente de escritório, por exemplo. Estudos têm sido conduzidos para até mesmo se alterar o objetivo da medida de flic-ker, ao invés do incômodo visual, por exemplo, o efeito de oscilações de baixa freqüência sobre os modos torcionais de máquinas térmicas. Isto denota que mais importância deve ser dada a parâme-tros que sejam medidos. O artigo C4-407 apresenta uma idéia interessante de integração em uma mesma ferramenta de da-dos de diferentes fontes para diferentes usos, como, por exemplo, oscilografias em um sistema de medição de parâmetros da qualidade de energia com o intuito de realizar localização de defeitos em sistemas de transmissão ou distribuição. É importante salientar que devido a indefinição vigente so-bre o que medir e para que medir, existe uma tendência contrária a apresentada, de informações de parâmetros da qualidade da energia serem incorporados em sistemas de análise de oscilografia, que estão em um estágio de consolidação mais avançado no Brasil.

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9. Constatações da Delegação Brasileira

9.1. Eng. Denys Lellys (AREVA Brasil) De caráter estratégico: Uma vez que a Reunião do WG B5.32 foi realizada em Montpellier (FR) antes da Sessão Bienal, não foi viável a participação do Representante do Brasil, que atua como Membro Correspondente ativo. Neste caso, a participação na Sessão Bienal foi ainda mais relevante, visto que permitiu coroar o trabalho feito por correio eletrônico mediante entendimentos diretos com o Eng. Simon Chano, Co-ordenador do WG B5.07, e com os demais participantes do grupo. Mediante este processo, o Brasil permanece ativo e em dia neste WG.

9.2. Dr. Marco Antonio Macciola Rodrigues (CEPEL) De caráter geral: O evento foi muito importante por permitir o intercâmbio de conhecimento de vários especialistas de diferentes partes do mundo. Particularmente, na área de atuação do SC B5 pude verificar que os problemas enfrentados pelo se-tor elétrico no Brasil não são de forma alguma diferentes dos problemas enfrentados nos demais pa-íses e que também as soluções que estão sendo adotadas estão em consonância com as tecnologias mais avançadas.

9.3. Eng. Raul Balbi Sollero (CEPEL) De interesse para o CE B5: Ficou evidenciada uma razoável sintonia e atualização do CE B5 com os assuntos que foram temas preferenciais em 2006, ou seja, “Impacto da IEC 61850 na Proteção e Automação” e “Sistemas de Proteção e Automação de Subestações para Grandes Distúrbios”. Foram estabelecidas as bases para que o CE B5 venha a assumir a coordenação internacional da TF B5.92 – Functional Testing of IEC 61850 Based Systems. Temos a expectativa de que esta TF seja uma referência para a evolução do conhecimento deste tema na comunidade brasileira de proteção e automação. De caráter geral: As mudanças profundas na metodologia de projeto dos sistemas de automação e proteção decorren-tes da adoção do padrão IEC 61850 estão, de fato, começando a ser observadas em todo o mundo, inclusive no Brasil. Observa-se uma convergência entre a necessidade crescente de esquemas especiais para evitar ou mitigar os efeitos de grandes distúrbios (decorrentes dos processos de reestruturação que incentivam

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a máxima utilização dos ativos das concessionárias) com as possibilidades técnicas de sua imple-mentação, conseqüentes do avanço dos sistemas de comunicação e das crescentes facilidades e po-der da tecnologia digital.

9.4. Eng. Rui Jovita Godinho Corrêa da Silva (ITAIPU) De caráter geral: O evento foi muito importante por permitir o intercâmbio de conhecimento de vários especialistas de diferentes partes do mundo. A participação de especialistas oriundos de concessionárias de ener-gia, operadores de sistemas, fabricantes e de consultores fez com que as contribuições apresentadas no evento contivessem diferentes pontos de vista dos temas debatidos. Nos temas preferenciais do SC B5 pode-se destacar que o uso da norma IEC 61850 em proteção e automação de subestações (Tema Preferencial 1) é definitivo, e as experiências de seu uso relatadas na sessão e nos informes técnicos podem ajudar no desenvolvimento de aplicações que estão em curso na empresas brasileiras. Quanto ao Tema Preferencial 2, sistemas de proteção e automação de subestações frente a grande distúrbios, pode-se dizer que a experiência brasileira no uso de esque-mas especiais de proteção é uma das de maior destaque. Relata-se também que começam a surgir algumas aplicações do uso de PMU em sistemas de supervisão e como registradores de longa dura-ção, experiências que também podem ajudar no desenvolvimento de aplicações no Brasil. Destacam-se os seguintes pontos das apresentações do evento: Existem fontes de energia para garantir o crescimento da demanda de energia elétrica nas pró-

ximas décadas, apesar do previsto fim dos recursos derivados de petróleo. O uso dessas fontes depende de investimento e do desenvolvimento de tecnologia;

Uma conseqüência de se obter maior confiabilidade frente aos fenômenos naturais que provo-cam desligamentos generalizados no sistema elétrico, afetando o fornecimento de outros servi-ços essenciais à população, é o aumento de preço da energia elétrica. Discute-se inclusive o uso de cabos subterrâneos nos trechos de linhas de transmissão em alta tensão mais sujeitos aos im-pactos naturais;

A experiência das empresas de geração e transmissão mostra que sistemas de monitoramento de buchas e comutadores de tap de transformadores têm contribuído substancialmente para evitar falhas nos equipamentos e danos aos transformadores;

O Tema Preferencial 2 do SC C2, “Operational Use of New Technology for Detection and Miti-gation of Critical System Conditions”, mostrou que Esquemas Especiais de Proteção são utiliza-dos em muitos países para garantir a segurança e aumentar a capacidade de transmissão de po-tência nos sistemas interligados e que há uma tendência de crescimento de WAMS e PMU para monitorar tais sistemas, favorecendo a detecção de condições críticas do sistema objetivando e-vitar grandes ocorrências.

9.5. Eng. Rui Menezes de Moraes (ONS) Sobre a Sessão Plenária do SC B5: A Sessão Plenária do SC B5 foi organizada de forma exemplar. Os relatores dos temas preferenciais desenvolveram questões que permitiram ampla participação dos integrantes do SC, motivando um debate produtivo e interessante. O evento discutiu dois temas preferenciais, a saber:

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Tema Preferencial 1 – Impacto da IEC 61850 na Proteção e Automação: Neste tema foram inscritos 12 trabalhos, sendo quatro sobre configuração e arquitetura de sistemas utilizando a Norma IEC-61850, dois sobre confiabilidade e ensaios, quatro sobre experiências de implementação de sistemas utilizando o protocolo IEC61850 e dois sobre estratégias de migração. Foram apresentadas 56 contribuições, com os seguintes destaques: Há uma tendência em padronizar o projeto das subestações utilizando a Norma IEC61850; A separação entre soluções de software e de hardware pode criar possibilidades para o desen-

volvimento de novas funcionalidades, entretanto deve-se ter cuidado com as dependências exis-tentes;

A independência da proteção principal e alternada ainda é requisito obrigatório em algumas concessionárias e a omissão da redundância é vista como limitante. A integração de funções que não comprometa a redundância pode ser uma filosofia aceitável;

Para o ensaio de uma rede complexa o sistema de ensaios pode se tornar igualmente complexo. Pode haver a necessidade de que os ensaios sejam providos por uma terceira parte;

Com a Norma IEC61850 serão necessárias ferramentas com cenários de teste realísticos e coe-rentes;

A especificação detalhada pode facilitar a padronização da solução para as subestações do usuá-rio.

Tema Preferencial 2 – Sistemas de Proteção e Automação de Subestações para Grandes Distúrbios: Neste tema foram inscritos 16 trabalhos, sendo seis sobre esquemas especiais de proteção, três sobre princípios de Wide Area Protection, seis sobre medidas preventivas para mitigação de grandes dis-túrbios e um sobre práticas de recomposição do sistema após distúrbios. Foram apresentadas 35 contribuições, com os seguintes destaques: Para os sistemas especiais de proteção, a telecomunicação é essencial e deve ser cuidadosamen-

te considerada em novas aplicações; Na implementação de novos sistemas especiais de proteção a cooperação entre os fabricantes,

integradores e usuários é fortemente recomendada para a obtenção de resultados mais confiá-veis;

A arquitetura de sistemas especiais de proteção centralizada é vista como mais vantajosa do que a arquitetura hierarquizada;

Os protocolos de comunicação possuem grande importância na implementação dos sistemas es-peciais de proteção;

A utilização de Wide Area Protection e sistemas por tensão apresentam vantagens sobre os es-quemas de corte de carga por subfreqüência, com relação ao montante de corte;

A implementação de unidades de medição fasorial está evoluindo das primeiras implementações experimentais para Wide Area Measurement Systems.

Sobre a Exposição Paralela: Na exposição paralela um ponto de destaque é a disseminação do protocolo IEC 61.850 que vem sendo ofertado por praticamente todos os fabricantes de relés de proteção Sobre contatos com especialistas de importância estratégica para o Brasil: Durante o evento mantivemos contato com o Dr. Damir Novosel. O Dr. Damir é coordenador de grupos de trabalho no CIGRÉ e no IEEE, sendo também coordenador do Performance Require-ments Task Team do Eastern Interconnection Phasor Project - EIPP. Neste contato, o Dr. Damir, ao saber do projeto da implantação do sistema de medição sincronizada de fasores, apresentado na Ses-são Plenária do SC B5, nos convidou para participar da reunião do Working Group do EIPP nos di-as 26 e 27 de setembro de 2006 em St. Louis, MO, USA.

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Nota do Coordenador do CE B5: Após a participação do Eng. Rui Moraes e dois outros Especialis-tas do ONS na reunião citada acima, o Brasil auferiu claros benefícios em participar do evento e de futuras reuniões do EIPP visto que os projetos sistêmicos do ONS (de interesse geral para o SIN) te-rão seu andamento facilitado pelo intercâmbio de experiências e que o Brasil poderá liderar um fu-turo trabalho sobre Medição Sincrofasorial no âmbito do CE B5, sob a coordenação deste nosso bri-lhante Especialista. Basta dizer que o Eng. Moraes fez uma apresentação de 15 minutos na citada reunião, tendo sido imediatamente convidado para dispor de 45 minutos no próximo evento para a-presentar os pontos de vista do Brasil na reunião seguinte em 2007. A Coordenação do CE B5 agra-dece ao Eng. Rui Moraes pela conquista desta oportunidade importantíssima para o Brasil.

9.6. Eng. Sérgio Zimath (REASON) Sobre a Sessão Plenária do SC B5: Os artigos do tema 1 apresentaram sistemas instalados no mundo e experiência com estas etapas, sendo todos muito interessantes. Também foi abordada uma necessidade desta nova norma de ho-mologações das implementações, visando evitar diferentes interpretações da norma. Porém o artigo que mais me chamou a atenção foi o B5-107, que talvez tenha sido pouco entendido em seu objeti-vo, o qual, segundo entendi, foi despertar a todos do alcance da norma, indo muito além da comuni-cação e avançando inclusive sobre o conceito de um sistema de proteção. Talvez o slide mais interessante tenha sido o apresentado a seguir:

Em um futuro não muito distante, temos que estar preparados para entrar um uma subestação que não mais tenha chaves de testes, reles com entradas analógicas (substituídos por barramentos de processo, trazendo o sinal do campo por redes Ethernet, usando fibra óptica). O próprio conceito de reles de proteção, atualmente fazendo a proteção de um único vão, talvez seja alterada, pois um

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computador industrial poderá facilmente receber os dados dos barramentos de processo, processar as funções de proteção e eventualmente comandar a abertura de um disjuntor, tudo a partir de um único IED para toda uma subestação. Uma leitura atenta da norma IEC 61850, mostrará que tudo is-to é possível. A própria necessidade de transformadores de medição para proteção e faturamento in-dependentes tende a desaparecer com o uso de transformadores óticos mais precisos e com uma grande capacidade de excursão de sinal, favorecidos pela redução de custo causada pelo uso direto de um canal Ethernet para a transmissão dos valores lidos, o que significaria o fim do problema de saturação de TC. Neste ambiente, talvez seja factível termos um computador com um sistema operacional e vários programas realizado as funções que hoje vemos em IEDs independentes como reles de proteção, medidores de faturamento, oscilógrafos e remotas. Cabe lembrar que o CEPEL tem um projeto chamado SADISP que já vai nesta direção.

10. Agradecimentos

O Comitê de Estudos B5 agradece o significativo apoio recebido da parte da Diretoria do CIGRÉ-Brasil, que viabilizou a formação de uma Delegação Brasileira à altura dos desafios impostos pelas atividades do SC B5 na 41ª Sessão Bienal do CIGRÉ. O CE B5 agradece também às seguintes empresas pela liberação de seus profissionais, que abrilhan-taram o evento com suas ativas participações: AREVA Brasil, CEMIG, CEPEL, FURNAS, ITAI-PU, ONS e REASON.

11. Lista de Anexos

ANEXO I – Ata da Reunião do AG B5.51

ANEXO II – Documentação Apresentada na Reunião do SC B5

ANEXO III – Contribuições do Tema Preferencial 1

ANEXO IV – Contribuições do Tema Preferencial 2

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